Demonstrações Contábeis Anuais Completas 2019...Demonstrações Contábeis Anuais Completas 2019...

Demonstrações Contábeis Anuais Completas

2019 Enel Distribuição Ceará COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ

20 de fevereiro de 2020

Relatório da Administração

Demonstrações Contábeis

Notas Explicativas

Parecer do Auditor Independente

Declaração dos Diretores da Companhia

Manifestação do Conselho de Administração

Parecer do Conselho Fiscal

Declaração dos Diretores sobre o Relatório do Auditor Independente

Relatório da Administração Enel Distribuição Ceará 2019

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1 AMBIENTE REGULATÓRIO*

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2019

Senhores Acionistas, Atendendo às disposições legais e estatutárias, a Administração da Companhia Energética do Ceará - Coelce (“ Enel Distribuição Ceará”, ou “Companhia”) submete à apreciação dos senhores o Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis da Companhia, com o relatório dos Auditores Independentes e o parecer do Conselho Fiscal, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2019 e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Todas as comparações realizadas neste relatório levam em consideração dados consolidados em relação ao mesmo período de 2018, exceto quando especificado em contrário. Os dados operacionais marcados com (*) não foram auditados pela auditoria independente BDO RCS Auditores Independentes S.S.

*

Bandeiras Tarifárias

A partir janeiro de 2015, as contas de energia incorporaram os efeitos do Sistema de

Bandeiras Tarifárias. O sistema possui três bandeiras: verde, amarela e vermelha, que

indicam se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de

eletricidade. No ano de 2019, as bandeiras tarifárias tiveram os seguintes acréscimos:

Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum

acréscimo.

Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis.

De 01/02/2017 a 30/04/2018: A tarifa sofreu acréscimo de R$ 2,00 para cada 100

quilowatt-hora (kWh) consumidos (REH 2.203/2017);

De 01/05/2018 a 30/06/2019: A tarifa amarela sofreu redução e ficou estipulada em R$

1,00 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos (REH 2.392/2018).

De 01/07/2019 a 31/10/2019: A tarifa amarela sofreu acréscimo de R$ 1,50 para cada

100 quilowatt-hora (kWh) consumidos (REH 2551/19).

A partir de 01/11/19: A tarifa sofreu acréscimo de R$ 1,343 para cada 100 quilowatt-

hora (kWh) consumidos (REH 2628/19).

Bandeira vermelha: condições mais custosas de geração.

De 01/11/2017 a 30/04/2018: As tarifas tiveram acréscimo de R$ 3,00 para o patamar

1 enquanto o patamar 2 passou a ser R$ 5,00 para cada 100 kWh consumidos

(Audiência Pública 061/2017);

De 01/05/2018 a 30/06/2019: As tarifas tiveram os seguintes acréscimos: R$ 3,00

(patamar 1) e R$ 5,00 (patamar 2) para cada 100 kWh consumidos (REH 2.392/2018).

De 01/07/2019 a 31/10/2019: Acréscimos nas tarifas de R$ 4,00 (patamar 1) e R$ 6,00

(patamar 2) para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos (REH 2551/19).

* Valores não auditados pelos auditores independentes


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A partir de 01/11/19: Acréscimos nas tarifas de R$ 4,169 (patamar 1) e R$ 6,243

(patamar 2) para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos (REH 2628/19).

As bandeiras tarifárias que vigoraram ao longo de 2019 e 2018, reflexo das condições

hidrológicas, estão demonstradas a seguir:

2019 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Bandeira Tarifária Verde Verde Verde Verde Amarela Verde AmarelaVermelha

(Patamar 1)

Vermelha

(Patamar 1)Amarela

Vermelha

(Patamar 1)Amarela

PLD gatilho - R$/MWh 116,53 283,16 286,02 167,83 114,92 42,35 175,44 224,19 200,18 233,59 292,87 225,92

PLD Gatilho: Referência de PLD médio mensal para o patamar da Bandeira Tarifária definido pela CCEE.

2018 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Bandeira Tarifária Verde Verde Verde Verde AmarelaVermelha

(Patamar 2)

Vermelha

(Patamar 2)

Vermelha

(Patamar 2)

Vermelha

(Patamar 2)

Vermelha

(Patamar 2)Amarela Verde

PLD gatilho - R$/MWh 189,63 157,28 184,91 40,16 193,36 425,01 505,18 505,18 490,74 377,47 140,51 56,74

PLD Gatilho: Referência de PLD médio mensal para o patamar da Bandeira Tarifária definido pela CCEE.

Preço-Teto do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD)

Em 22 de dezembro de 2017, a Resolução Homologatória n.º 2.364 da Aneel definiu os

valores limites do PLD de 2018. O PLD máximo foi fixado em R$ 505,18/MWh e o valor

mínimo em R$ 40,16/MWh. Esses limites vigoraram por todo o ano de 2018, inicianco em 1º

de janeiro de 2018.



mínimo em R$ 42,35/MWh. Esses limites vigoraram por todo o ano de 2019, iniciando em 1º

de janeiro de 2019.



mínimo em R$ 39,68/MWh. Esses limites passaram a vigorar em 1º de janeiro de 2020.

Revisão Tarifária

Em 18/04/19, a Aneel homologou o resultado da quinta revisão tarifária periódica da Enel

Distribuição Ceará, que vigorou a partir de 22 de abril de 2019, consolidada por meio das

contribuições aportadas na Audiência Pública nº NT_67-2019_SGT.

O resultado conduz a um efeito médio percebido pelo consumidor de 8,22%, sendo de 7,87%

para os consumidores conectados na alta tensão e de 8,35% para os consumidores

conectados para a baixa tensão. Fixou a componente T (Trajetória dos custos operacionais)

do fator X em 1,17%, perdas técnicas de 9,52% sobre energia injetada e perdas não técnicas

de 7,56% sobre o mercado de Baixa Tensão.


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2 PRINCIPAIS INDICADORES

Destaques do Período 2019 2018 Variação Var. %

Receita Bruta (R$ mil) 7.838.130 7.510.323 327.807 4,4%Receita Líquida (R$ mil) 5.377.077 5.102.244 274.833 5,4%EBITDA (1) (R$ mil) 814.208 722.882 91.326 12,6%Margem EBITDA (%) 15,14% 14,17% - 0,97 p.pMargem EBITDA ex-Receita de Construção 17,53% 17,15% - 0,38 p.pEBIT (2) (R$ mil) 563.858 517.853 46.005 8,9%Margem EBIT (%) 10,49% 10,15% - 0,34 p.pLucro Líquido (R$ mil) 404.905 364.520 40.385 11,1%Margem Líquida 7,53% 7,14% - 0,39 p.pMargem Líquida ex-Receita de Construção 8,72% 8,65% - 0,07 p.p

Volume de Energia - Venda e Transporte (GWh)* 12.205 11.799 406 3,4%CAPEX (R$ mil)* 732.486 879.038 (146.552) -16,7%DEC (12 meses)* 14,11 10,14 3,97 39,2%FEC (12 meses)* 5,78 5,57 0,21 3,8%Índice de Arrecadação (12 meses)* 99,30% 98,86% - 0,44 p.pPerdas de Energia (12 meses)* 13,86% 14,21% - -0,35 p.p

Nº de Consumidores Totais* 3.916.646 4.118.271 (201.625) -4,9%Nº de Colaboradores (Próprios)* 1.118 1.133 (15) -1,3%MWh/Colaboradores Próprios e Terceiros* 1.348 1.425 (77) -5,4%PMSO (3)/Consumidor* 173,37 152,82 21 13,1%Consumidor/Colaboradores Próprios e Terceiros* 433 497 (65) -12,9%Número Total de Colaboradores - Próprios e Terceiros* 9.054 8.281 773 9,3%

Em 31 de Dezembro

(1) EBITDA: EBIT + Depreciações e Amortizações, (2) EBIT: Resultado do Serv iço e (3) PMSO: Pessoal, Material, Serv iços e Outros


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3 DESEMPENHO OPERACIONAL

Número de Consumidores* 2019 2018 Variação Var. %

Residencial - Convencional 2.019.652 1.952.942 66.710 3,4%Residencial - Baixa Renda 814.798 836.002 (21.204) -2,5%Industrial 6.522 5.465 1.057 19,3%Comercial 190.950 167.632 23.318 13,9%Rural 595.657 530.022 65.635 12,4%Setor Público 46.225 48.205 (1.980) -4,1%Mercado Cativo 3.673.804 3.540.268 133.536 3,8%Industrial 118 108 10 9,3%Comercial 212 152 60 39,5%Rural 9 8 1 12,5%Clientes Livres 339 268 71 26,5%Revenda 2 2 - -Consumo Próprio 316 307 9 2,9%Subtotal - Consumidores Efetivos Faturados 3.674.461 3.540.845 133.616 3,8%Consumidores Ativos Não Faturados 242.185 577.426 (335.241) -58,1%Total - Número de Consumidores 3.916.646 4.118.271 (201.625) -4,9%

Em 31 de Dezembro

(Unidades)

A Companhia1 encerrou 2019 com um incremento de 3,8% em relação à quantidade de

consumidores efetivos faturados registrado em 2018. O acréscimo observado entre os

períodos analisados está concentrado nas classes residencial (convencional e baixa renda),

comercial e rural.

Em julho de 2019, a companhia realizou a migração de suas operações comerciais para um

novo sistema. Para esta implantação, foi realizada a atualização cadastral dos clientes,

conforme disposições regulatórias. A redução de 58,1% no número de consumidores não

faturados, e de 4,9% na base total de clientes (menos 201.625 clientes em relação à 2018)

reflete essa atualização cadastral. Os clientes que ainda não atualizaram seu cadastro foram

temporariamente desativados até posterior regularização.

Nos últimos 12 meses, os investimentos para conexão de novos clientes à rede da

Companhia totalizaram o montante de R$ 423 milhões*.

Venda e Transporte de Energia* 2019 2018 Variação Var. %

Mercado Cativo 10.012 9.790 222 2,3%Clientes Livres 2.182 1.998 184 9,2%Revenda 11 11 0 4,0%Total - Venda e Transporte de Energia 12.205 11.799 406 3,4%

Em 31 de Dezembro

(GWH)

O volume total de venda e transporte de energia na área de concessão da Enel Distribuição Ceará no ano de 2019 apresentou um incremento de 406 GWh em relação ao ano de 2018. Este crescimento é resultado de um efeito conjunto da (i) evolução observada no mercado cativo da Companhia de 222 GWh, e de (ii) um maior volume de energia transportada para os clientes livres no ano de 2019, 184 GWh superior ao registrado em 2018. Essa energia transportada gera uma receita para a Companhia através da TUSD – Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição.



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Venda de Energia no Mercado Cativo* 2019 2018 Variação Var. %

Residencial - Convencional 3.568 3.274 294 9,0%Residencial - Baixa Renda 1.036 1.099 (62) -5,7%Industrial 661 703 (42) -6,0%Comercial 1.942 1.932 10 0,5%Rural 1.220 1.240 (20) -1,6%Setor Público 1.585 1.542 43 2,8%Total - Venda de Energia no Mercado Cativo 10.012 9.790 222 2,3%

Em 31 de Dezembro

(GWH)

A venda de energia no mercado cativo da Companhia apresentou uma evolução de 2,3% no ano de 2019 quando comparado com 2018. O principal fator que ocasionou essa evolução no consumo foi o crescimento vegetativo do mercado cativo que adicionou 133.536 novos consumidores* à base comercial cativa da Companhia.

Indicadores Operacionais e de Produtividade* 2019 2018 Variação Var. %

DEC 12 meses (horas) 14,11 10,14 3,97 39,2%FEC 12 meses (vezes) 5,78 5,57 0,21 3,8%Perdas de Energia 12 meses (%) 13,86% 14,21% - -0,35 p.pÍndice de Arrecadação 12 meses (%) 99,30% 98,86% - 0,44 p.pMWh/Colaboradores Próprios e Terceiros 1.348 1.425 (77) -5,4%Consumidor/Colaboradores Próprios e Terceiros 433 497 (65) -12,9%PMSO (1)/Consumidor 173,37 152,82 21 13,1%Número Total de Colaboradores - Próprios e Terceiros 9.054 8.281 773 9,3%

Em 31 de Dezembro

(1) PMSO: Pessoal, Material, Serv iços e Outros

Os indicadores DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC

(Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) medem a qualidade do

fornecimento de energia do sistema de distribuição da Companhia. Ambos os indicadores

apresentaram um incremento em 2019 comparado a 2018, devido, principalmente a: (i) onda

de ataques criminosos ocorridos em janeiro e setembro de 2019, os quais comprometeram

as operações da companhia nas áreas alvo dos ataques; e (ii) ao elevado volume de chuvas

e raios, observados principalmente no primeiro semestre do ano também impactaram os

indicadores de qualidade.2

A Companhia investiu R$ 71 milhões* em adequação à carga e qualidade do sistema nos

últimos 12 meses.

As perdas de energia TAM – Taxa Anual Móvel (medição acumulada em 12 meses)

alcançaram o valor de 13,86%* em 2019, uma redução de 0,35 p.p. em relação às perdas

registradas em 2018, de 14,21%*. Esta redução reflete os resultados do plano de combate

aos furtos de energia, implantado em 2018.

Nos últimos 12 meses, foram investidos R$ 53 milhões* no combate às perdas.



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4 DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Principais Contas de Resultado e Margens 2019 2018 Variação Var. %

Receita Operacional Bruta 7.838.130 7.510.323 327.807 4,4%Deduções à Receita Operacional (2.461.053) (2.408.079) (52.974) 2,2%Receita Operacional Líquida 5.377.077 5.102.244 274.833 5,4%Custos do Serviço e Despesas Operacionais (4.813.219) (4.584.391) (228.828) 5,0%EBITDA(1) 814.208 722.882 91.326 12,6%Margem EBITDA 15,14% 14,17% - 0,97 p.pMargem EBITDA ex-Receita de Construção* 17,53% 17,15% - 0,38 p.pEBIT(2) 563.858 517.853 46.005 8,9%Margem EBIT 10,49% 10,15% - 0,34 p.pResultado Financeiro (71.931) (63.543) (8.388) 13,2%Imposto de Renda, Contribuição Social e Outros (87.022) (89.790) 2.768 -3,1%Lucro Líquido 404.905 364.520 40.385 11,1%Margem Líquida 7,53% 7,14% - 0,39 p.pMargem Líquida ex-Receita de Construção 8,72% 8,65% - 0,07 p.pLucro por Ação (R$/ação)* 5,20 4,68 0,52 -

Em 31 de Dezembro

(R$ Mil)

(1) EBITDA: EBIT + Depreciações e Amortizações, (2) EBIT: Resultado do Serv iço

Receita Operacional Bruta

A receita operacional bruta da Companhia incrementou R$ 328 milhões em relação ao ano de 2018. Excluindo-se o efeito da receita de construção, a receita operacional bruta da Companhia, em 2019, alcançou o montante de R$ 7,11 bilhões, o que representa um aumento de 7,3% (R$ 481 milhões) em relação ao ano anterior, cujo montante foi de R$ 6,62 bilhões. Este aumento reflete o efeito líquido dos seguintes fatores:

Receita Operacional Bruta 2019 2018 Variação Var. %

Fornecimento de Energia Elétrica 6.141.806 5.561.762 580.044 10,4%(-) DIC/FIC/DMIC/DICRI sobre TUSD Consumidores cativos e livres (25.298) (7.887) (17.411) >100,0%Ativo e passivo financeiro setorial 56.805 61.725 (4.920) -8,0%Subvenção baixa renda 190.385 210.102 (19.717) -9,4%Subvenção de recursos da CDE 262.949 250.483 12.466 5,0%Receita de uso da rede elétrica-consumidores livres-revenda 235.744 279.722 (43.978) -15,7%Receita de construção 732.765 885.970 (153.205) -17,3%Venda de Energia Excedente - MVE 129.877 - 129.877 -Outras receitas 113.097 268.446 (155.349) -57,9%Total - Receita Operacional Bruta 7.838.130 7.510.323 327.807 4,4%

(R$ Mil)

Em 31 de Dezembro

Variações relevantes3 Fornecimento de Energia Elétrica (incremento de R$ 580 milhões): este aumento está associado aos seguintes fatores: (i) efeito da Revisão Tarifária em 2019, aplicado a partir de 22 de abril de 2019, que incrementou as tarifas da Companhia em 8,22% em média; e (ii) aumento de 2,3% no volume de energia vendida para o mercado cativo da Companhia (10.012 GWh em 2019 versus 9.790 GWh em 2018).



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Venda de Energia Excedente - MVE (incremento de R$ 130 milhões): em razão da Companhia ter aderido, a partir de janeiro de 2019, ao mecanismo de venda de excedentes, conforme Resolução Normativa Nº 824, de 10 de julho de 2018.

Esses efeitos foram parcialmente compensados por: DIC/FIC/DMIC/DICRI sobre TUSD Consumidores cativos e livres (incremento de R$ 17 milhões): em função do aumento das despesas com indenizações aos consumidores (DIC/FIC) baseadas nos níveis dos indicadores de qualidade.

Ativos e passivos financeiros setoriais (redução de R$ 5 milhões): esta redução deve-se a menor constituição de ativos financeiros regulatórios relativo à compra de energia e outros encargos (R$ 180 milhões), parcialmente compensado com a reclassificação, em 2019, da receita de bandeiras tarifarias (R$ 175 milhões), antes registrada em outras receitas. Receita de uso da rede elétrica-consumidores livres-revenda (redução de R$ 44 milhões): devido a reclassificação da taxa de energia (TE) dos clientes livres para a rubrica de fornecimento de energia elétrica. Outras receitas (redução de R$ 155 milhões): devido a reclassificação, em 2019, da receita de bandeiras tarifárias para a rubrica de ativos e passivos financeiros setoriais (R$ 175 milhões em 2019 vs. R$ 180 milhões em 2018). Este efeito foi parcialmente compensado pelo aumento das tarifas de uso mutuo, devidas por empresas de telefonia e internet que utilizam os postes da Enel Distribuição Ceará na prestação de seus serviços.

Deduções da Receita

As deduções da receita em 2019 apresentaram um incremento de R$ 53 milhões em relação ao ano anterior. Este aumento é o efeito das seguintes variações:

Deduções da Receita 2019 2018 Variação Var. %

ICMS (1.533.083) (1.382.420) (150.663) 10,9%COFINS - corrente (476.269) (502.785) 26.516 -5,3%PIS - corrente (103.401) (109.157) 5.756 -5,3%ISS (3.294) (1.542) (1.752) >100,0%Total - Tributos (2.116.047) (1.995.904) (120.143) 6,0%Eficiência energética, P&D, FNDCT e EPE (45.721) (41.166) (4.555) 11,1%Ressarcimento P&D - 32.870 (32.870) -100,0%Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (293.252) (398.235) 104.983 -26,4%Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (6.033) (5.644) (389) 6,9%Total - Encargos Setoriais (345.006) (412.175) 67.169 -16,3%Total - Deduções da Receita (2.461.053) (2.408.079) (52.974) 2,2%

Em 31 de Dezembro

(R$ Mil)

Variações relevantes4 Tributos (incremento de R$ 120 milhões): Esta variação é resultado, principalmente, do aumento da base de cálculo para estes tributos, em função do incremento observado na receita bruta da Companhia entre os períodos analisados. Este efeito foi parcialmente compensado por:



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Encargos Setoriais (redução de R$ 67 milhões): em razão, principalmente, do fim da vigência da obrigação de pagamento das quotas da CDE – Conta ACR (Ambiente de Contratação Regulada), conforme Resolução Homologatória N° 2.521/2019.

Custos e Despesas Operacionais

Os custos e despesas operacionais em 2019 alcançaram R$ 4.813 milhões, um incremento de R$ 229 milhões em relação ao ano de 2018. Excluindo-se o efeito do custo de construção, os custos do serviço e despesa operacional da Companhia, em 2019, alcançaram o montante de R$ 4,08 bilhões, o que representa um aumento de 10,3% (R$ 382 milhões) em relação ao ano anterior, cujo montante foi de R$ 3,70 bilhões. Este incremento é o efeito das seguintes variações:

Custos do Serviço e Despesas Operacionais 2019 2018 Variação Var. %

Energia elétrica comprada para revenda (2.875.370) (2.599.577) (275.793) 10,6%Encargos do uso do sistema de transmissão (281.557) (278.178) (3.379) 1,2%Total - Custos e Despesas Não Gerenciáveis (3.156.927) (2.877.755) (279.172) 9,7%Pessoal (163.443) (167.017) 3.574 -2,1%Material e Serviços de Terceiros (388.257) (361.955) (26.302) 7,3%Depreciação e Amortização (250.350) (205.029) (45.321) 22,1%Custos de Desativação de Bens (28.305) (33.553) 5.248 -15,6%Prov. para Créditos de Liquidação Duvidosa (42.918) (49.429) 6.511 -13,2%Custo de Construção (732.765) (885.970) 153.205 -17,3%Provisão para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas (22.301) 5.342 (27.643) <-100,0%Perda de recebíveis de clientes (28.910) (7.220) (21.690) >100,0%Receita de multas por impontualidade de clientes 34.171 47.285 (13.114) -27,7%Outras Receitas/Despesas Operacionais (33.214) (49.090) 15.876 -32,3%Total - Custos e Despesas Gerenciáveis (1.656.292) (1.706.636) 50.344 -2,9%Total - Custos do Serviço e Despesas Operacionais (4.813.219) (4.584.391) (228.828) 5,0%

Em 31 de Dezembro

(R$ Mil)

Variações relevantes Custos e despesas não gerenciáveis (incremento de R$ 279 milhões), considerando as linhas de Energia Elétrica Comprada para Revenda e Encargo do uso do sistema de transmissão, as quais são explicadas principalmente pelos seguintes motivos:

Energia Elétrica comprada para Revenda (incremento de R$ 276 milhões): decorrente da apuração de maiores custos com compra de energia no primeiro trimestre de 2019 em função de maior demanda e maior preço médio, em conjunto com ajuste regulatório não recorrente, também registrado no primeiro trimestre, de aproximadamente R$ 60 milhões.

Encargos do uso do sistema de transmissão (incremento de R$ 3 milhões): devido ao ajuste dos montantes de uso do sistema de transmissão, conforme aditivo Nº 20 do contrato de uso do sistema de transmissão Nº 098/2002, que definiu os valores de MW (Megawatt) para o período até 2021.5

Custos e despesas gerenciáveis (redução de R$ 50 milhões). Excluindo-se o efeito do custo de construção, os custos e despesas gerenciáveis da Companhia, em 2019, alcançaram o montante de R$ 924 milhões, o que representa um aumento de 12,5% (R$ 103 milhões) em relação ao ano anterior, cujo montante foi de R$ 821 milhões:



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(i) Aumento de 7,3% (R$ 26 milhões) em materiais e serviços de terceiros em razão, basicamente, de aumento da atividade de operação e manutenção para assegurar a qualidade do serviço, além de maiores despesas com a continuidade do plano de combate ao furto de energia lançado em 2018. (ii) Aumento de 22,1% (R$ 45 milhões) em depreciação e amortização devido ao aumento da base de ativos, reflexo do elevado volume de investimentos realizados ao longo do último ano. (iii) Aumento de R$ 28 milhões nas Provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas em razão de: (i) decisões desfavoráveis em processos trabalhistas, cujos objetos envolvem acidente de trabalho e diferença salarial; e de (ii) provisão de multa no montante de R$ 19 milhões oriunda de Auto de Infração aplicada pelo órgão regulador decorrente de fiscalização em procedimentos e critérios na aplicação das disposições regulamentares estabelecidas para micro e minigeração distribuída nas unidades consumidoras. (iv) Aumento de R$ 22 milhões na Perda de recebíveis de clientes decorrente do aumento de baixa de recebíveis de clientes com faturas vencidas há mais de cinco anos, quando comparado com o mesmo período do ano anterior. (v) Redução de R$ 13 milhões na Receita de multas por impontualidade de clientes devido menor cobrança de multas e juros de mora de clientes em relação ao mesmo período do ano anterior. Esses efeitos foram parcialmente compensados por: (vi) Redução de R$ 7 milhões nas Provisões para Créditos de Liquidação Duvidosa em função, principalmente, da reversão de provisão para cobrir possíveis perdas com créditos de clientes com TOI (Termo de Ocorrência de Irregularidade). Após análise da base histórica desses clientes identificou-se que os mesmos apresentaram melhoria em seu perfil de credito. (vii) Redução de R$ 16 milhões em Outras Receitas/Despesas Operacionais decorrente, principalmente, de (i) reclassificação das despesas dos arrendamentos mercantis operacionais, as quais eram registrados como outras despesas operacionais e passaram a ser registradas como amortização do direito de uso (R$ 7 milhões); e de (ii) redução no custo com sistemas compartilhados em cerca de R$ 5 milhões.

EBITDA e Margem EBITDA

O EBITDA da Companhia em 2019 atingiu o montante de R$ 814 milhões, o que representa um aumento de R$ 91 milhões em relação ao ano de 2018. A margem EBITDA da Companhia em 2019 foi de 15,14%, com um incremento de 0,97 p.p. em relação a 2018. A margem EBITDA ex custo de construção da Companhia em 2019 foi de 17,53%, o que representa um incremento de 0,38 p.p. em relação a 2018. De acordo com a instrução CVM nº 527, de 04 de outubro de 2012, a divulgação do cálculo do EBITDA e do EBIT deve ser acompanhada da conciliação dos valores que os compõem, constantes das demonstrações contábeis da companhia. Abaixo demonstra-se a conciliação dos cálculos acima citados:


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Conciliação do EBITDA e do EBIT 2019 2018 Variação Var. %

Lucro Líquido do Período 404.905 364.520 40.385 11,1% (+) Tributo sobre o Lucro (NE 31) 87.022 89.790 (2.768) -3,1% (+) Resultado Financeiro (NE 30) 71.931 63.543 8.388 13,2%(=) EBIT 563.858 517.853 46.005 8,9% (+) Depreciações e Amortizações (NE 29) 250.350 205.029 45.321 22,1%(=) EBITDA 814.208 722.882 91.326 12,6%

Em 31 de Dezembro

(R$ Mil)

Resultado Financeiro6

As despesas financeiras líquidas da Companhia encerraram o ano de 2019 em R$ 72 milhões, um aumento de R$ 8 milhões em relação ao ano anterior. Este aumento decorre do efeito líquido das seguintes variações:

Resultado Financeiro 2019 2018 Variação Var. %

Renda de aplicação financeira 13.145 4.997 8.148 >100,0% Juros e atualização monetária sobre impontualidade de clientes 31.239 32.385 (1.146) -3,5% Receita de ativo indenizável 97.178 59.482 37.696 63,4% Variação monetária de ativos e passivos setoriais - 14.865 (14.865) -100,0% Variações monetárias 1.497 1.979 (482) -24,4% Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap 19.086 26.865 (7.779) -29,0% Outras receitas financeiras 9.698 16.068 (6.370) -39,6% (-) Crédito de PIS/COFINS sobre receita financeira (1.430) (3.740) 2.310 -61,8%Total - Receitas Financeiras 170.413 152.901 17.512 11,5% Variações monetárias de Dívida (34.535) (21.664) (12.871) 59,4% Variações cambial de dívidas (1.248) - (1.248) - Encargos de Dívidas (129.593) (102.004) (27.589) 27,0% Encargos fundo de pensão (9.067) (8.348) (719) 8,6% Variação monetária de ativos e passivos setoriais (3.057) - (3.057) - Atualização de provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas (14.451) (26.903) 12.452 -46,3% Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap (21.284) (29.691) 8.407 -28,3% Atualizações de impostos, P&D/PEE (10.702) (4.246) (6.456) >100,0% Custos pré-pagamento BNDES (2.347) - (2.347) - Outras despesas financeiras (16.060) (23.588) 7.528 -31,9%Total - Despesas Financeiras (242.344) (216.444) (25.900) 12,0%Total - Receitas e Despesas Financeiras (71.931) (63.543) (8.388) 13,2%

Em 31 de Dezembro

(R$ Mil)

Variações relevantes Variações monetárias de ativos e passivos setoriais - receitas/despesas (aumento de despesa líquida em R$ 18 milhões): esta variação deve-se, principalmente, a uma redução do saldo médio de ativos financeiros setoriais entre os períodos analisados. Encargos, variações monetárias e cambiais de dívida e instrumento financeiro derivativo – hedge/swap – receita/despesa (incremento de R$ 41 milhões): deve-se por maiores encargos devido a maior saldo médio da dívida, captada para financiar investimentos e capital de giro. Custo pré-pagamento BNDES (incremento de R$ 2 milhões): devido ao pagamento antecipado das operações de repasse do BNDES contraídas em 2014, com o objetivo de otimizar gastos financeiros. O diferencial de custos entre a nova operação realizada e as



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operações pagas antecipadamente absorverá esse custo de pré-pagamento, assegurando benefícios econômicos para a companhia no futuro. Atualizações de impostos, P&D/PEE (incremento de R$ 6 milhões): em função, principalmente, de uma devolução para a SEFAZ de crédito de ICMS indevido. Esses efeitos foram parcialmente compensados por:

Renda de aplicação financeira (incremento de R$ 8 milhões): decorrente de um maior volume médio de caixa aplicado entre os períodos analisados. Receita de ativo indenizável (incremento de R$ 38 milhões): a variação reflete o aumento do IPCA acumulado entre os períodos analisados (4,31% em 2019 versus 3,75% em 2018). Atualização de provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas (redução de R$ 12 milhões): decorrente do encerramento de processos cíveis e trabalhistas que geravam elevados valores de atualização.

Tributos e Outros

As despesas com Imposto de Renda (IR), Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e Outros (Amortização do Ágio) em 2019 registraram uma redução de R$ 3 milhões em relação ao ano de 2018. Esta variação decorre, principalmente, de menor alíquota efetiva (IR e CSLL) em relação ao ano anterior.

Tributos (IR/CSLL) e Outros 2019 2018 Variação Var. %

IR e CSLL (155.648) (156.970) 1.322 -0,8%Incentivo Fiscal SUDENE 74.272 73.348 924 1,3%Amortização do Ágio e Reversão da Provisão (5.646) (6.168) 522 -8,5%Total - Tributos e Outros (87.022) (89.790) 2.768 -3,1%

(R$ Mil)

Em 31 de Dezembro

Lucro Líquido e Margem Líquida

Com base nos efeitos expostos anteriormente, a Companhia registrou em 2019 um lucro líquido de R$ 405 milhões, valor R$ 40 milhões superior ao registrado no ano de 2018. A margem líquida em 2019 alcançou 7,53%. Excluindo-se a receita de custo de construção, a margem líquida da Companhia atingiu 8,72% (8,65% em 2018).


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5 ENDIVIDAMENTO E LIQUIDEZ

Indicadores de Endividamento 2019 2018 Variação Var. %

Dívida Bruta (R$ mil) 2.199.834 1.888.271 311.563 16,5% Dívida com Terceiros 2.199.834 1.587.644 612.190 38,6% Dívida Intercompany - 300.627 (300.627) -100,0%(-) Caixa, Equivalentes e Aplicações Financ. (R$ mil) 168.638 163.815 4.823 2,9%Dívida Líquida (R$ mil) 2.031.196 1.724.456 306.740 17,8%Dívida Bruta / EBITDA(1)* 2,70 2,61 0,1 3,4%Dívida Líquida / EBITDA(1)* 2,49 2,39 0,1 4,6%Dívida Bruta / (Dívida Bruta + PL) 0,41 0,40 0,0 4,2%Dívida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 0,39 0,38 0,0 5,0%

Em 31 de Dezembro

(R$ Mil)

(1) EBITDA: EBIT + Depreciações e Amortizações

A dívida bruta da Companhia encerrou o ano de 2019 em R$ 2.200 milhões, um incremento de R$ 311 milhões em relação a 2018. A variação da dívida bruta deve-se, basicamente, as novas captações de dívidas (R$ 650 milhões com a 7ª emissão de debentures, R$ 300 milhões captados com BNP e R$ 79 milhões liberados junto ao Banco do Nordeste), em conjunto com a correção monetária de 35 milhões e provisão de encargos de R$ 128 milhões, parcialmente compensados, por amortizações e pagamento de encargos ocorridos entre os períodos comparados, que alcançaram respectivamente R$ 759 milhões e R$ 122 milhões.7 A Companhia encerrou 2019 com o custo médio da dívida de 7,61% a.a., ou CDI + 1,58% a.a. Colchão de Liquidez Para se precaver de qualquer necessidade emergencial de caixa, em 31 de dezembro de 2019, a Companhia tinha a seu dispor R$ 180 milhões em limites abertos de conta garantida e linha comprometida para utilização em operações de curto prazo. Adicionalmente, a Companhia possui limite de mútuo com sua controladora Enel Brasil aprovados pela Aneel, por meio do Despacho Nº 2.979, até 11 de dezembro de 2022 no valor de até R$ 700 milhões.

Classificação de Riscos (Rating) Em 18 de setembro de 2019, a agência classificadora de risco de crédito corporativo Fitch

Ratings reafirmou o rating de crédito corporativo da Companhia de longo prazo na Escala

Nacional Brasil em ‘AAA (bra)’, com perspectiva estável. Foram reafirmados também os

ratings AAA (bra) atribuídos à 5ª, 6ª e 7ª emissões de debentures da Companhia.



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6 INVESTIMENTOS

7 RESPONSABILIDADE SOCIOAMBIENTAL*

Investimentos 2019 2018 Variação Var. %

Novas Conexões 423.472 375.937 47.534 12,6%Rede 123.675 311.728 (188.054) -60,3% Combate às Perdas 52.613 54.497 (1.884) -3,5% Qualidade do Sistema Elétrico 30.065 153.857 (123.792) -80,5% Adequação à carga 40.997 103.374 (62.377) -60,3%Outros 144.209 125.708 18.501 14,7%Variação de Estoque 41.131 65.665 (24.534) -37,4%Total Investido 732.486 879.038 (146.552) -16,7%Aportes / Subsídios (6.828) (39.316) 32.487 -82,6%Investimento Líquido 725.658 839.723 (114.065) -13,6%

(R$ Mil)

Em 31 de Dezembro

Os investimentos realizados pela Companhia em 2019 alcançaram R$ 732 milhões, uma redução de R$ 147 milhões em relação ao ano anterior. O maior volume de investimentos em 2019 foi direcionado à conexão de novos clientes (R$ 423 milhões) e a outros investimentos, tais como manutenção corretiva (R$ 31 milhões), melhorias tecnológicas (R$ 53 milhões) e segurança e meio ambiente (R$ 43 milhões).8 Excluindo os aportes e subsídios, os investimentos líquidos realizados pela Companhia atingiram R$ 726 milhões em 2019.

A Enel Distribuição Ceará mantém a sustentabilidade em sua estratégia, integrando o plano industrial com o seu plano de sustentabilidade. Desta forma, envolve todas as áreas da companhia para o desenvolvimento sustentável do negócio e da sociedade. Seu planejamento estratégico é executado a partir das perspectivas dos principais públicos de relacionamento: acionistas, clientes, colaboradores, sociedade e fornecedores e possui objetivos, metas e indicadores monitorados nas diversas áreas da empresa, em alinhamento com os 17 Objetivos para o Desenvolvimento Sustentável (ODS). As empresas Enel têm metas diretas para seis deles: Educação de Qualidade (ODS 4); Energia Limpa e Acessível (ODS 7); Trabalho Decente e Crescimento Econômico (ODS 8); Indústria, Inovação e Infraestrutura (ODS 9); Cidades e Comunidades Sustentáveis (ODS 11) e Ação Contra a Mudança Global do Clima (ODS 13). O programa de sustentabilidade da Enel Brasil, Enel Compartilha, vem atuando para promover o consumo consciente e o acesso à energia a todas as pessoas, com destaque para o combate ao desperdício e ao uso irregular de energia. Impulsionar o desenvolvimento socioeconômico local, agregar ferramentas para melhoria da qualidade da educação de crianças e jovens, além de apoiar iniciativas que contribuam para o meio ambiente e o bem-estar das comunidades também são foco de sua atuação. A Enel Distribuição Ceará conta com diversos projetos, todos apoiados pelo Enel Compartilha Liderança em Rede, que atuou com 272 líderes comunitários de modo a facilitar o entendimento das necessidades e expectativas locais para o desenvolvimento dos projetos.



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Os 85 projetos desenvolvidos na Enel Distribuição Ceará em 2019 beneficiaram cerca de 490 mil pessoas, com um investimento de R$ 34 milhões. Também foram gerados cerca de R$ 1,8 milhão em renda extra para as comunidades por meio dos projetos de empregabilidade e empreendedorismo. Entre os projetos realizados, destacam-se: Ecoenel: é um projeto de eficiência energética que promove a troca de resíduos recicláveis por descontos na conta de energia. O projeto encerrou o ciclo de 2019 com 145 ecopontos ativos, 5.140 toneladas de resíduos arrecadados e mais de R$ 1,7 milhão em bônus na forma de desconto na conta de energia. Através da reciclagem dos resíduos recebidos, foram economizados mais de 25 milhões de kWh em energia e foi evitada a emissão de mais de 13 mil toneladas de CO². Plataforma Sinfonia do Amanhã: Programa que visa fortalecer a educação musical nas regiões de atuação da Enel no Brasil por meio de uma plataforma colaborativa entre instituições e projetos, proporcionando o desenvolvimento e a conexão entre cerca de 30 escolas participantes no país. O programa promove ainda o acesso à cultura, fortalecimento da cidadania e inclusão social dos beneficiados. Em 2019, a iniciativa promovida pela Enel Distribuição Ceará beneficiou mais de 2.400 alunos em 10 instituições e o público das apresentações promovidas pela plataforma chegou a 100 mil pessoas. Escolas Criativas – Cultura, Educação e Sustentabilidade: O projeto consiste na realização de ações socioeducativas em escolas que integram a rede pública de ensino do município de Jijoca de Jericoacoara e na modernização da Escola Nossa Senhora da Consolação, localizada na Vila de Jericoacoara. As ações na escola incluem estruturação da Estação Criativa, com cenografia e mobiliário, além da instalação de placas fotovoltaicas para geração de energia solar. Iniciado em 2019, o projeto atenderá 100% das escolas do município em 2020. Serão nove escolas que terão a adequação estrutural de auditório, ambientação do espaço de convivência e a Plataforma Escolas Criativas, que impulsiona a produção e desenvolvimento de conteúdo, além da substituição de lâmpadas antigas por lâmpadas LED e a entrega de materiais voltados à sustentabilidade. O projeto é desenvolvido através do Programa de Eficiência Energética e da Lei de Incentivo à Cultura. Enel Compartilha Cultura: A Enel Distribuição Ceará reafirma seu compromisso com a cultura local através do apoio a diversas iniciativas socioculturais por meio da Lei de Incentivo à Cultura. Entre as apoiadas em 2019, destacam-se os projetos CulturArte, Brincadeiras Perdidas, Baú de Leitura, Caravana da Leitura e do Autor Cearense e a revitalização do Teatro Municipal de Guaramiranga. Estas iniciativas beneficiaram mais de 30 mil pessoas e receberam um investimento de R$ 1 milhão. Programa de Cultura da Sustentabilidade “Ser – Sustentabilidade em Rede”: Lançado em 2015, com o objetivo de criar e difundir a cultura de sustentabilidade em toda a cadeia de valor, o programa que engajou 520 colaboradores promove ações focadas na transformação dos espaços, dos processos e das pessoas na empresa. Temas como direitos humanos, diversidade, educação financeira, ética, voluntariado e cuidados com o meio ambiente, foram abordados nas atividades distribuídas entre os pilares Ser Humano, Ser Social, Ser Ambiental e Ser Econômico.


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8 RECONHECIMENTOS E PREMIAÇÕES*

Sustentabilidade e Inovação Guia EXAME de Sustentabilidade 2019 – Pelo 5º ano consecutivo, a Enel foi eleita uma das melhores empresas de Energia em Sustentabilidade pelo Guia EXAME de Sustentabilidade, e foi a mais sustentável do Brasil em Direitos Humanos. A publicação destacou o programa de Due Diligence de Direitos Humanos, que abrange temas como condições de trabalho, diversidade, saúde e segurança, além de questões ambientais. Nesta edição, foram 229 companhias inscritas. Prêmio ODS Pacto Global - A Enel Brasil foi reconhecida com o Prêmio ODS Pacto Global, na categoria Prosperidade, pelo programa Enel Compartilha Empreendedorismo. O case da Enel foi um dos 13 vencedores dentre os 800 projetos inscritos. O Prêmio ODS da Rede Brasil do Pacto Global reconhece práticas empresariais e de ensino que contribuam para o alcance dos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS). Empresa Pró-Ética 2018/2019 – A Enel conquistou, pela 3ª vez consecutiva, o reconhecimento Empresa Pró-Ética do Governo Federal. O Pró-Ética é uma iniciativa realizada por meio da Controladoria-Geral da União (CGU), que avalia empresas em relação à prevenção de atos de corrupção e outros crimes no âmbito das suas atividades de negócio. A edição contou com a participação de 373 empresas de todos os portes e de diversos ramos de atuação. Após o processo de avaliação, 26 empresas foram aprovadas e reconhecidas como Empresa Pró-Ética 2018-2019. Prêmio Nacional de Inovação – O Prêmio Nacional de Inovação é o principal reconhecimento no Brasil para promoção da Inovação no setor empresarial. O prêmio se divide em cinco modalidades de acordo com o faturamento das participantes e nas categorias: Gestão da Inovação, Inovação de Produto, Inovação em Processo, Inovação Organizacional e Inovação em Marketing. Nesta edição, a Enel no Brasil venceu a categoria ‘Inovação em Marketing". Prêmio Valor Inovação – A Enel Brasil ficou em 1º lugar na Categoria Energia Elétrica. A pesquisa elegeu 150 empresas e se baseou em cinco pilares: Intenção (estratégia, visão, cultura e valores), Esforço (recursos, processos, estruturas), Resultado, Citações (reconhecimento do mercado) e Patente (registro de conhecimento). Prêmio Whow 2019 – Whow! é o festival de inovação para negócios realizado no Brasil pela 100 Open Startups. Reúne executivos, startups e investidores para criar soluções para os verdadeiros desafios da sociedade. A Enel ficou na 2° posição no setor de energia e utilities e 29° do Ranking Geral pelo engajamento e relacionamento com startups. Empresa Amiga da Criança – A Enel Brasil recebeu pelo 4º ano consecutivo o selo concedido pela Fundação Abrinq em reconhecimento ao engajamento no combate ao trabalho infantil em toda a cadeia produtiva e às políticas internas, que incentivam o ingresso de jovens no mercado de trabalho de forma protegida e respeitando a Lei da Aprendizagem.


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9 RELACIONAMENTO COM AUDITORES INDEPENDENTES

Pessoas Prêmio WEPs Brasil 2019 – A primeira participação da Enel no Prêmio WEPs Brasil 2019 – Empresas Empoderando Mulheres já garantiu o reconhecimento prata da companhia entre as Empresas de Grande Porte. A iniciativa tem o propósito de incentivar e reconhecer os esforços das empresas que promovem a cultura da equidade de gênero e o empoderamento da mulher no País, e é reconhecida pela Organização das Nações Unidas (ONU). A edição contou com 181 empresas inscritas e 61 vencedoras. Prêmio Nacional de Qualidade de Vida – A Enel foi uma das vencedoras da premiação que promove o reconhecimento de empresas que possuem práticas de excelência e obtêm êxito na melhoria da saúde, bem-estar e qualidade de vida de seus colaboradores. Prêmio Top Employer – A abrangente e independente pesquisa revelou que Enel Brasil oferece condições de trabalho excelentes, promove e desenvolve o talento de todos os níveis da Companhia, e demonstrou que é líder no ambiente de Recursos Humanos (RH), esforçando-se para melhorar continuamente as suas práticas de RH e se desenvolver, sempre. Nos termos da Instrução CVM n° 381, de 14 de janeiro de 2003, destacamos que a Companhia firmou contrato com a BDO RCS Auditores Independentes, para prestação de serviços de auditoria de suas Demonstrações Contábeis Anuais, revisões das suas informações trimestrais e a certificação dos valores apresentados nas demonstrações contábeis regulatórias (DCR) para um período de 1 (um) ano, assim como contratou serviços de procedimentos previamente acordados para atender ao Despacho nº 514, da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, relativo ao Relatório de Controle Patrimonial - RCP. A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo Enel quanto à contratação de serviços não-relacionados à auditoria com o auditor independente, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor independente.


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10 INFORMAÇÕES CORPORATIVAS

Cargo Diretoria Executiva

Diretor Presidente Charles de Capdeville

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Teobaldo José Cavalcante Leal

Diretor de Recursos Humanos e Organização Vago

Diretor de Relações Institucionais José Nunes de Almeida Neto

Diretora de Comunicação Janaina Savino Vilella Carro

Diretor de Regulação Luiz Antonio Correa Gazulha Junior

Diretora Jurídica Cristine de Magalhães Marcondes

Diretora de Compras Margot Frota Cohn Pires

Diretor Administrativo e de Planejamento e Controle Teobaldo José Cavalcante Leal

Diretor de Operações de Infra-Estrutura e Redes Vago

Diretor de Planejamento e Engenharia Fernando Andrade

Diretora de Mercado Márcia Sandra Roque Vieira Silva

Diretoria Executiva

Cargo Conselheiros

Presidente Mário Fernando de Melo Santos

Vice-Presidente Nicola Cotugno

Conselheiro Efetivo Guilherme Gomes Lencastre

Conselheiro Efetivo Teobaldo José Cavalcante Leal

Conselheiro Efetivo Cristine de Magalhães Marcondes

Conselheiro Efetivo Francisco Honório Pinheiro Alves

Conselheiro Efetivo Fernando Augusto Macedo de Melo

Conselheiro Efetivo João Francisco Landim Tavares

Conselheiro Suplente Carlos Ewandro Naegle Moreira

Conselheiro Suplente José Nunes de Almeida Neto

Conselheiro Suplente Marcia Massotti de Carvalho

Conselheiro Suplente Monica Hodor

Conselheiro Suplente Maria Eduarda Fischer Alcure

Conselheiro Suplente Michelle Rodrigues Nogueira

Conselheiro Suplente Dilma Maria Toledo

Conselheiro Suplente Artur Teixeira Neto

Conselho de Administração

Cargo Conselheiros

Conselheiro Efetivo Antonio Cleber Uchoa Cunha

Conselheiro Efetivo Jorge Parente Frota Junior

Conselheiro Efetivo Julio Sergio Cardozo

Conselheiro Suplente Aldemir Ferreira de Paula

Conselheiro Suplente Antonio Cleto Gomes

Conselheiro Suplente Carlos Antonio Vergara Cammas

Conselho Fiscal


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Relações com Investidores

Isabel Regina Barroso de Alcântara

Contador Responsável Renato Resende Paes – CRC SP308201

Fortaleza, 20 de Fevereiro de 2020. A Administração

Companhia Energética do Ceará – Coelce

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BALANÇOS PATRIMONIAIS Em 31 de dezembro 2019 e 2018 (Valores expressos em milhares de Reais)

Notas 31.12.2019 31.12.2018

ATIVO CIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 4 91.605 95.835

Títulos e valores mobiliários 5 77.033 67.980

Consumidores e outras contas a receber 6 1.267.726 962.351

Ativo financeiro setorial 9 61.272 201.567

Subvenção CDE - desconto tarifário 7 324.760 349.452

Tributos a compensar 8 186.068 78.995

Serviço em curso 43.583 20.789

Instrumentos financeiros derivativos - swap 32 - 337

Outros créditos 107.681 104.050

TOTAL ATIVO CIRCULANTE 2.159.728 1.881.356

ATIVO NÃO CIRCULANTE

Consumidores e outras contas a receber 6 26.694 12.291

Ativo financeiro setorial 9 12.268 -

Depósitos vinculados a litígios 25 47.548 41.357

Cauções e depósitos 11 23.963 38.564

Tributos a compensar 8 1.425.147 79.988

Serviço em curso 28.060 42.072

Tributos diferidos 31 35.038 48.029

Benefício fiscal 10 30.686 36.331

Outros créditos - 194

Ativo indenizável (concessão) 12 2.372.127 1.888.440

Imobilizado 13 51.368 46.492

Intangível 14 1.931.022 2.014.986

Ativos contratuais 15 521.057 360.061

TOTAL ATIVO NÃO CIRCULANTE 6.504.978 4.608.805

TOTAL DO ATIVO 8.664.706 6.490.161

As notas explicativas são parte integrante das Demonstrações contábeis


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BALANÇOS PATRIMONIAIS Em 31 de dezembro 2019 e 2018

(Valores expressos em milhares de Reais)

Notas 31.12.2019 31.12.2018

PASSIVO CIRCULANTE

Fornecedores 16 866.723 702.597

Empréstimos e financiamentos 19 342.118 673.973

Obrigações por arrendamentos 21 7.784 -

Debêntures 20 18.610 1.761

Salários, provisões e encargos sociais 42.489 53.088

Obrigações fiscais 18 185.920 128.901

Pis/Cofins a serem restituídos a consumidores 17 102.703 -

Dividendos a pagar 83.283 73.357

Taxas regulamentares 22 341.208 377.012

Benefícios pós-emprego 24 2.284 2.377

Instrumentos financeiros derivativos - swap 32 15.399 251

Outras obrigações 41.175 45.113

TOTAL PASSIVO CIRCULANTE 2.049.696 2.058.430

PASSIVO NÃO CIRCULANTEEmpréstimos e financiamentos 19 341.730 401.243

Debêntures 20 1.481.977 811.380

Obrigações por arrendamentos 21 3.242 -

Pis/Cofins a serem restituídos a consumidores 17 1.318.164 -

Passivo financeiro setorial 9 - 7.010

Obrigações fiscais 18 5.798 8.197

Taxas regulamentares 22 72.327 68.464

Benefícios pós-emprego 24 94.773 112.102

Provisão para processos judiciais e outros 25 175.042 160.406

Outras obrigações 7.906 289

TOTAL PASSIVO NÃO CIRCULANTE 3.500.959 1.569.091

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 26

Capital social 808.246 741.046

Reservas de capital 358.671 358.671

Reservas de lucros 1.864.804 1.689.900

Outros resultados abrangentes/Ajustes de avaliação patrimonial (341) 222

Proposta de distribuição de dividendos adicionais 82.671 72.801

TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 3.114.051 2.862.640

TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.664.706 6.490.161



3

DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 (Valores expressos em milhares de Reais, exceto resultado por ação)

Notas 31.12.2019 31.12.2018

Receita líquida 28 5.377.077 5.102.244

Custo do serviço (4.620.062) (4.438.746)

Lucro operacional bruto 757.015 663.498

Receitas (despesas) operacionais 29

Despesas com vendas (73.377) (58.405)

Despesas gerais e administrativas (153.941) (132.072)

Outras despesas operacionais (6.017) (5.318)

Outras receitas operacionais 40.178 50.150

Total de receitas (despesas) operacionais (193.157) (145.645)

Resultado do serviço público de energia elétrica 563.858 517.853

Resultado financeiro 30

Receitas financeiras 170.413 152.901

Despesas financeiras (242.344) (216.444)

Total resultado financeiro (71.931) (63.543)

Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 491.927 454.310

Imposto de renda e contribuição social correntes (149.296) (137.909)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (11.998) (25.229)

Incentivo fiscal 74.272 73.348

31 (87.022) (89.790)

Lucro líquido do exercício 404.905 364.520

Lucro por ação - básico e diluído 27Ação ordinária 5,20074 4,68202

Ação preferencial - Classe A 5,51278 4,96294

Ação preferencial - Classe B 5,72081 5,15022



4

DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018


31.12.2019 31.12.2018

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 404.905 364.520

Outros resultados abrangentes:

Ganho/perda atuarial em benefícios pós-emprego 3.772 (23.571)

Tributos diferidos sobre ganho/perda atuarial em benefícios pós-emprego (1.283) 8.014

Outros resultados abrangentes não reclassificados para resultado em exercícios

subsequentes, líquidos dos tributos

2.489 (15.557)

Perda em instrumentos financeiros derivativos (853) (1.206)

Tributos diferidos sobre perda em instrumentos financeiros derivativos 290 410

Outros resultados abrangentes a serem reclassificados para resultado em exercícios

subsequentes, líquidos dos tributos (563) (796)

TOTAL DOS RESULTADOS ABRANGENTES DO EXERCÍCIO, LÍQUIDO DE

TRIBUTOS 406.831 348.167



5

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 (Valores expressos em milhares de reais)

Capital

social

Reserva De

ágio

Remuneração

de bens e

direitos

constituídos

com capital

próprio

Incentivo fiscal-

ADENELegal

Incentivo fiscal-

SUDENE

Reforço de

capital de

giro

Proposta de

distribuição de

dividendos adicional

Lucros

acumulados

Outros resultados

abrangentesTotal

Saldos em 31 de dezembro de 2017 615.946 221.188 31.160 106.323 48.845 741.265 817.169 - - 1.018 2.582.914

Aumento de capital 125.100 - - - - - (125.100) - - - -

Perda atuarial em benefícios pós-emprego - - - - - - - - - (23.571) (23.571)

Tributos diferidos s/ benefícios pós-emprego - - - - - - - - - 8.014 8.014

Transferência para lucros acumulados - - - - - - - - (15.557) 15.557 -

Perda de instrumentos financeiros derivativos - swap - - - - - - - - - (1.206) (1.206)

Tributos diferidos s/ instrumentos financeiros derivativos - swap - - - - - - - - - 410 410

Lucro líquido do exercício - - - - - - - - 364.520 - 364.520

Adoção inicial IFRS 9 - - - - - - - - 4.330 - 4.330

Reserva de lucros-incentivo fiscal-SUDENE - - - - - 73.348 - - (73.348) - -

Dividendos prescritos - - - - - - - 30 - 30

Proposta da administração para destinação do lucro líquido:

Dividendo mínimo obrigatório - - - - - - - - (72.801) - (72.801)

Dividendos adicionais propostos - - - - - - - 72.801 (72.801) - -

Reserva de reforço de capital de giro - - - - - - 134.373 - (134.373) - -

Saldos em 31 de dezembro de 2018 741.046 221.188 31.160 106.323 48.845 814.613 826.442 72.801 - 222 2.862.640

Aprovação dos dividendos propostos - - - - - - - (72.801) - - (72.801)

Aumento de capital 67.200 - - - - - (67.200) - - - -

Ganho atuarial em benefícios pós-emprego - - - - - - - - - 3.772 3.772

Tributos diferidos s/ benefícios pós-emprego - - - - - - - - - (1.283) (1.283)

Transferência para lucros acumulados - - - - - - - - 2.489 (2.489) -

Perda de instrumentos financeiros derivativos - swap - - - - - - - - (853) (853)

Tributos diferidos s/ instrumentos financeiros derivativos - swap - - - - - - - - - 290 290

Lucro líquido do exercício - - - - - - - - 404.905 - 404.905

Reserva de lucros-incentivo fiscal-SUDENE - - - - - 74.272 - - (74.272) - -

Dividendos prescritos - - - - - - - 52 - 52

Proposta da administração para destinação do lucro líquido: -

Dividendo mínimo obrigatório - - - - - - - - (82.671) - (82.671)

Dividendos adicionais propostos - - - - - - - 82.671 (82.671) - -

Reserva de reforço de capital de giro - - - - - - 167.832 - (167.832) - -

Saldos em 31 de dezembro de 2019 808.246 221.188 31.160 106.323 48.845 888.885 927.074 82.671 - (341) 3.114.051


Reservas de capital Reservas de lucros


6

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 (Valores expressos em milhares de Reais)

31.12.2019 31.12.2018

Atividades operacionais:

Lucro líquido do exercício 404.905 364.520

Ajustes para conciliar o lucro líquido do exercício com o caixa das

atividades operacionais:

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 42.918 49.429

Depreciação e amortização 271.261 223.400

Juros e variações monetárias 152.025 120.256

Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap - juros e variação cambial 14.348 2.826

Ativos e passivos financeiros setoriais (3.057) (14.865)

Receita de ativo indenizável (97.178) (59.482)

Valor residual de intangível e imobilizado 12.572 18.497

Tributos e contribuições social diferidos 11.998 25.229

Perda de recebíveis de clientes 28.910 7.220

Provisão para processos judiciais e outros 36.752 21.561

Benefício fiscal 5.645 6.168

Obrigações com benefício pós-emprego 4.735 10.240

Redução (aumento) dos ativos:

Consumidores (391.606) (132.115)

Subvenção CDE - desconto tarifário 24.692 15.736

Ativos financeiros setoriais 131.084 (61.741)

Tributos a compensar (1.452.232) (33.537)

Cauções e depósitos 14.601 (13.079)

Depósitos vinculados a litígios (6.191) 319

Outros créditos (12.219) 9.166

Aumento (redução) dos passivos:

Fornecedores 164.126 (53.265)

Pis/Cofins a serem restituidos a consumidores 1.420.867 -

Salários, provisões e encargos sociais (10.599) 7.314

Obrigações fiscais 57.202 (4.900)

Passivos financeiros setoriais (7.010) 136

Taxas regulamentares (33.447) (28.058)

Obrigações com benefícios pós-emprego (18.385) (20.972)

Provisão para processos judiciais e outros (22.116) (12.810)

Outras obrigações 3.701 (15.278)

Pagamentos de juros de empréstimos e financiamentos (57.561) (43.675)

Pagamentos de juros de debêntures (65.115) (53.410)

Pagamentos de juros de instrumento derivativo (1.385) -

Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 624.241 334.830

Atividades de investimentos:

Adições para ativo contratual, financeiro e intangível da concessão (735.906) (891.473)

Títulos e valores mobiliários (9.053) 14.226

Caixa líquido usado nas atividades de investimentos (744.959) (877.247)

Atividades de financiamentos:

Captação de Debêntures 650.000 310.000

Captação de empréstimos e financiamentos 579.445 1.030.904

Pagamentos de empréstimos e financiamentos (principal) (959.281) (620.656)

Pagamentos de arrendamento financeiro (principal) (6.639) -

Pagamentos de debêntures (principal) - (149.431)

Parcelamento especial (1.544) (1.882)

Pagamento de dividendos (145.493) (84.959)

Caixa líquido (usado) gerado nas atividades de financiamentos 116.488 483.976

Variação no caixa líquido da Companhia (4.230) (58.441)

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 95.835 154.276

Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 91.605 95.835



7

DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018


31.12.2019 31.12.2018

1. RECEITAS 7.889.672 7.559.595

Receita bruta de venda de energia e outras receitas 7.932.590 7.609.024

Fornecimento de energia elétrica 7.105.365 6.624.353

Outras receitas 94.460 98.701

Receita relativa à construção de ativos próprios 732.765 885.970

Perda esperada com créditos de liquidação duvidosa, líquida (42.918) (49.429)

2. INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (4.657.262) (4.452.103)

Materiais (349.189) (503.037)

Outros custos operacionais (104.543) (71.318)

Custo da energia comprada e transmissão (3.482.918) (3.179.605)

Serviços de terceiros (720.612) (698.143)

3. VALOR ADICIONADO BRUTO 3.232.410 3.107.492

4. RETENÇÕES (271.261) (223.400)

Depreciação e amortização (271.261) (223.400)

5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE 2.961.149 2.884.092

6. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA 170.413 152.901

Receitas financeiras 170.413 152.901

7. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR 3.131.562 3.036.993

8. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 3.131.562 3.036.993

Empregados (Colaboradores) 259.526 256.300

Remunerações 202.514 189.149

FGTS 5.068 5.196

Outros encargos sociais 8.960 8.069

Previdência privada 3.043 8.893

Auxílio-alimentação 12.756 10.599

Convênio assistencial e outros benefícios 16.545 17.011

Participação nos resultados 10.640 17.383

Tributos (Governo) 2.211.827 2.184.468

Federais 328.633 387.003

Imposto de renda e contribuição social 161.294 163.138

COFINS 175.308 223.869

PIS 38.061 48.602

INSS 28.242 24.742

( - ) Incentivos fiscais (74.272) (73.348)

Estaduais 1.533.096 1.382.430

ICMS 1.533.083 1.382.420

Outros - Estaduais 13 10

Municipais 5.092 2.860

ISS 3.294 1.542

IPTU 962 1.008

Outros - Municipais 836 310

Encargos setoriais 345.006 412.175

CDE - Conta de desenvolvimento energético 293.252 398.235

Eficiencia energética, P&D, FNDCT e EPE 45.721 8.296

Taxa de fiscalização - ANEEL 6.033 5.644

Remuneração de capitais de terceiros 255.304 231.705

Juros e variações monetárias 151.557 123.668

Outras despesas financeiras 90.788 92.776

Aluguéis 12.959 15.261

Remuneração de capitais próprios 404.905 364.520

Dividendo mínimo obrigatório 82.671 72.801

Dividendos propostos 82.671 72.801

Reserva de incentivo fiscal - SUDENE 74.272 73.348

Reserva de lucro 165.291 145.570



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1. Informações Gerais

A Companhia Energética do Ceará - Coelce (“Companhia” ou “Enel Distribuição Ceará”), sociedade por ações de capital aberto registrada na B3 - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros com sede na Rua Padre Valdevino, nº 150, Fortaleza, Ceará, controlada pela Enel Brasil S.A. é uma concessionária do serviço público de energia elétrica, destinada a pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a distribuição de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. A Coelce hoje é uma empresa do Grupo Enel, multinacional de energia presente em mais de 30 países e com atuação nos segmentos de distribuição, geração e soluções de energia A Companhia tem como área de concessão 184 municípios cearenses, o qual é regulado pelo contrato de Concessão de Distribuição nº 01/1998, com vencimento em 13 de maio de 2028. Em 18 de fevereiro de 2020, a Diretoria Executiva da Companhia autorizou a conclusão das presentes Demonstrações Contábeis, submetendo-as nesta data à aprovação do Conselho de Administração e ao exame do Conselho Fiscal. Com base na proposta do Conselho de Administração e na opinião do Conselho Fiscal, tais Demonstrações Contábeis serão submetidas à aprovação dos acionistas da Companhia.

2. Principais políticas contábeis

2.1. Declaração de conformidade As Demonstrações Contábeis da Companhia foram preparadas e estão sendo apresentadas para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019 de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de contabilidade (Internacional Financial Reporting Standards – IFRS), emitidas pelo Internacional Accounting Standards Board – IASB. As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, os quais foram aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM e pelo Conselho Federal de Contabilidade – CFC, incluindo também as normas complementares emitidas pela CVM e, quando aplicáveis, as regulamentações do órgão regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. A Companhia considerou as orientações contidas na Orientação Técnica OCPC 07 na elaboração das Demonstrações Contábeis. Dessa forma, as informações relevantes próprias das Demonstrações Contábeis estão evidenciadas nas notas explicativas e correspondem às utilizadas pela Administração da Companhia na sua gestão. As Demonstrações Contábeis foram preparadas considerando o custo histórico como base de valor (exceto quando exigido critério diferente) e ajustadas para refletir a avaliação de ativos e passivos mensurados a valor justo ou considerando a marcação a mercado, quando tais avaliações são exigidas pelas Normas Internacionais de Relatórios Financeiros (IFRS).

2.2. Conversão de saldos e transações em moeda estrangeira As Demonstrações Contábeis são preparadas em reais (R$), moeda funcional utilizada pela Companhia. As transações em moeda estrangeira, ou seja, qualquer moeda diferente da moeda funcional, são registradas de acordo com as taxas de câmbio vigentes na data de cada transação. No final o exercício a que se refere o relatório, os itens monetários em moeda


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estrangeira são reconvertidos pelas taxas vigentes no fim do exercício. Os ganhos e perdas resultantes da atualização desses ativos e passivos são reconhecidos como receitas ou despesas financeiras no resultado, as exceções são as transações cujos ganhos e perdas são reconhecidas em outros resultados abrangentes. Todos os valores apresentados nestas Demonstrações Contábeis estão expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outro modo. Devido ao uso de arredondamentos, os números apresentados ao longo dessas Demonstrações Contábeis podem não perfazer precisamente os totais apresentados.

2.3. Receita de contratos com clientes As receitas são reconhecidas pela Companhia de acordo com o CPC 47 – Receita de Contrato com cliente (“CPC 47”), equivalente à norma internacional IFRS 15, a aplicação inicial da norma ocorreu em 1º de janeiro de 2018. A norma estabeleceu um novo modelo para reconhecimento de receitas originadas de contratos com clientes, este modelo é composto por cinco passos, cujos valores devem refletir a contraprestação à qual a entidade espera ter direito em troca da transferência de bens ou serviços. A Companhia reconhece suas receitas quando uma obrigação de performance é satisfeita, sendo considerado o valor que se espera receber em troca da transferência de bens ou serviços. As receitas são reconhecidas à medida que for provável o recebimento da contraprestação financeira em troca dos bens ou serviços ora transferidos, considerando também, a capacidade e intenção de seus clientes em cumprir com os pagamentos determinados em contrato. Receita de distribuição As receitas de distribuição de energia são reconhecidas conforme contratos firmados, cuja obrigação de desempenho é atendida ao longo do tempo e o valor da contraprestação reflete o valor justo a receber no momento em que os serviços são efetivamente transferidos aos clientes. No caso da receita de construção da infraestrutura da concessão, a obrigação de desempenho está atrelada à evolução financeira da obra, onde os benefícios das melhorias são transferidos para a concessão à medida que os custos são incorridos. Adicionalmente, a receita originada de um contrato com cliente é reconhecida quando a possibilidade de recebimento for provável, considerando a capacidade e a intenção de pagamento do cliente. Sendo assim, havendo a expectativa de não recebimento, a respectiva receita é apresenta líquida, através de uma conta redutora de fornecimento de energia. As receitas são reconhecidas de forma líquida de contraprestação variável, como por exemplo eventuais descontos, abatimentos, restituições, créditos, concessões de preços, incentivos, bônus de desempenho, penalidades ou outros itens similares. Dessa forma, como os indicadores individuais de desempenho refletem a qualidade da infraestrutura da rede de energia elétrica de distribuição, as compensações financeiras ocorridas, em função do não cumprimento das metas estabelecidas pela ANEEL, devem ser deduzidas da própria receita gerada de TUSD. Receita de construção A interpretação técnica ICPC 01 (R1) – Contratos de concessão (“ICPC 01”) estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar e mensurar a receita dos serviços que presta de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 47 e Interpretação Técnica ICPC 17 – Contrato de Concessão (“ICPC 17”), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão. Os ativos gerados e estabelecidos através de contratos de concessão são determinados e segregados como a seguir:


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Ativos financeiros: corresponde à parcela estimada dos investimentos que não será totalmente amortizada até o final da concessão, em que a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do Poder Concedente, a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público;

Ativos intangíveis: representam o direito da Companhia de cobrar os consumidores à medida que a infraestrutura do serviço público é utilizada ao longo do contrato da concessão.

Desta forma, ao longo da concessão tais ativos são remunerados por meio do WACC regulatório (juros remuneratórios sobre o investimento realizado), que de acordo com o CPC 47, devem ser classificados como ativo de contrato durante o período de construção ou de melhoria. Tendo em vista os fatos supracitados, os ativos contratuais em construção ou de melhoria, registrados sob o escopo do ICPC 01 (R1) - Contratos da Concessão são classificados como ativo contratual, pois a Companhia até a conclusão da construção não tem o direito de (i) cobrar pelos serviços prestados aos consumidores dos serviços públicos (ii) receber dinheiro ou outro ativo financeiro, incondicionalmente, pela reversão da infraestrutura do serviço público. Adicionalmente, a margem de construção adotada é estabelecida como sendo igual à zero, considerando que: (i) a atividade fim da Companhia é a distribuição de energia elétrica; (ii) toda receita de construção está relacionada com a construção de infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição de energia elétrica; e (iii) a Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas. Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo contratual ou ativo intangível é registrada no resultado, como custo de construção, após dedução dos recursos provenientes do ingresso de obrigações especiais. Receitas financeiras As receitas financeiras abrangem receitas de juros sobre fundos investidos e variações no valor justo de ativos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado. A receita de juros é reconhecida no resultado conforme o prazo decorrido pelo regime de competência, usando o método da taxa efetiva de juros sobre o montante do principal em aberto.

2.4. Instrumentos financeiros A Companhia classifica os instrumentos financeiros de acordo com a finalidade para qual foram adquiridos, e determina a classificação no reconhecimento inicial. Classificação – Ativos e passivos financeiros A Companhia adotou o CPC 48, e seus ativos financeiros foram mensurados ao custo amortizado, ao valor justo por meio de outros resultados abrangentes (“VJORA”) e ao valor justo por meio do resultado (“VJR”). Desreconhecimento (baixa) dos ativos financeiros Um ativo financeiro (ou, quando for o caso, uma parte de um ativo financeiro ou parte de um grupo de ativos financeiros semelhantes) é baixado quando:

Os direitos de receber fluxos de caixa do ativo expirarem;

A Companhia transferiu os seus direitos de receber fluxos de caixa do ativo ou assumiu uma obrigação de pagar integralmente os fluxos de caixa recebidos,


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sem demora significativa, a um terceiro por força de um acordo de “repasse”; e (i) a Companhia transferiu substancialmente todos os riscos e benefícios do ativo, ou (ii) a Companhia não transferiu nem reteve substancialmente todos os riscos e benefícios relativos ao ativo, mas transferiu o controle sobre o ativo.

Desreconhecimento (baixa) dos passivos financeiros Um passivo financeiro é baixado quando a obrigação for revogada, cancelada ou expirar. Quando um passivo financeiro existente for substituído por outro do mesmo mutuante com termos substancialmente diferentes, ou os termos de um passivo existente forem significativamente alterados, essa substituição ou alteração é tratada como baixa do passivo original e reconhecimento de um novo passivo, sendo a diferença nos correspondentes valores contábeis reconhecida na demonstração do resultado. Redução ao valor recuperável (impairment) - Ativos financeiros e ativos contratuais: O modelo de perdas esperadas se aplica aos ativos financeiros mensurados ao custo amortizado ou ao Valor Justo por meio de Outros Resultados Abrangentes - VJORA, com exceção de investimentos em instrumentos patrimoniais e ativos contratuais. As provisões para perdas esperadas foram mensuradas com base nas perdas de crédito esperadas para a vida inteira, ou seja, perdas de crédito que resultam de todos os possíveis eventos de inadimplência ao longo da vida esperada de um instrumento financeiro. As perdas estimadas foram calculadas com base na experiência real de perda de crédito nos últimos três anos. A Companhia realizou o cálculo das taxas de perda separadamente para cada segmento de clientes (corporativo, grandes clientes e administração pública). Além disso, quando aplicável, foram consideradas as mudanças no risco de crédito seguindo avaliações de crédito externas publicadas. Instrumentos financeiros, apresentação líquida: Ativos e passivos financeiros são apresentados líquidos no balanço patrimonial se, e somente se, houver um direito legal corrente e executável de compensar os montantes reconhecidos e se houver a intenção de compensação, ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. Instrumentos financeiros derivativos e contabilidade de hedge

Inicialmente, os derivativos são reconhecidos pelo valor justo na data em que um

contrato de derivativos é celebrado e são, subsequentemente, remensurados ao seu

valor justo. O método para reconhecer o ganho ou a perda resultante depende do fato

do derivativo ser designado ou não como um instrumento de hedge nos casos de adoção

da contabilidade de hedge (hedge accounting). Sendo este o caso, o método depende

da natureza do item que está sendo protegido por hedge. A Companhia adota a

contabilidade de hedge (hedge accounting) e designa certos derivativos como:

Hedge do valor justo de ativos ou passivos reconhecidos ou de um compromisso firme (hedge de valor justo);

Hedge de um risco específico associado a um ativo ou passivo reconhecido ou uma operação prevista altamente provável (hedge de fluxo de caixa);

(a) Hedge de fluxo de caixa

A parcela efetiva das variações no valor justo de derivativos designados e qualificados

como hedge de fluxo de caixa é reconhecida no patrimônio líquido, na conta "Ajustes de

avaliação patrimonial". O ganho ou perda relacionado com a parcela não efetiva é

imediatamente reconhecido na demonstração do resultado como "Resultado financeiro”.


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A parcela efetiva das variações no valor justo de derivativos designados e qualificados

como hedge de fluxo de caixa é reconhecida como outros resultados abrangentes, no

patrimônio líquido.

Quando os contratos a termo são usados como hedge das transações previstas, a

Companhia geralmente designa apenas a mudança no valor justo do contrato a termo

relacionado ao componente à vista como o instrumento de hedge. Os ganhos ou perdas

relacionadas à parcela efetiva da mudança no componente à vista dos contratos a termo

são reconhecidos no patrimônio líquido como outros resultados abrangentes. A mudança

no componente a termo do contrato relacionado ao item protegido é reconhecida, no

patrimônio líquido, em outros resultados abrangentes. Em alguns casos, a Companhia

pode designar toda a mudança no valor justo do contrato a termo (incluindo pontos a

termo) como o instrumento de hedge. Nesses casos, os ganhos ou perdas relacionadas

à parcela efetiva da mudança no valor justo de todo o contrato a termo são reconhecidos

no patrimônio líquido como outros resultados abrangentes.

Os valores acumulados no patrimônio líquido são reclassificados nos períodos em que o

item protegido afetar o resultado, conforme segue.

Os ganhos ou perdas relacionadas à parcela efetiva dos swaps de taxa de juros que

protegem os empréstimos a taxas variáveis são reconhecidos na Demonstração do

resultado como despesas financeiras ao mesmo tempo que as despesas de juros sobre

os empréstimos protegidos.

Quando um instrumento de hedge vence, é vendido ou extinto; ou quando um hedge não

mais atende aos critérios da contabilidade de hedge, todo ganho ou perda acumulado

diferido e os custos de hedge diferidos existentes no patrimônio, naquele momento,

permanecem no patrimônio até que a transação prevista ocorra, resultando no

reconhecimento de um ativo não financeiro, como um estoque. Quando não se espera

mais que uma operação prevista ocorra, o ganho ou a perda cumulativa e os custos de

hedge diferidos que haviam sido apresentados no patrimônio líquido são imediatamente

reclassificados para o resultado.

(b) Hedge de valor justo

As variações no valor justo de derivativos designados e qualificados como hedge de valor

justo são registradas na demonstração do resultado, com quaisquer variações no valor

justo do ativo ou passivo protegido por hedge que são atribuíveis ao risco protegido. A

Companhia só aplica a contabilidade de hedge de valor justo para se proteger contra o

risco de juros fixos de empréstimos. O ganho ou perda relacionado com a parcela efetiva

de swaps de taxa de juros para proteção contra empréstimos com taxas fixas é

reconhecido na demonstração do resultado como "Despesas financeiras". As variações

no valor justo dos empréstimos com taxas fixas protegidas por hedge, atribuíveis ao risco

de taxa de juros, são reconhecidas na demonstração do resultado como "Despesas

financeiras".

Se o hedge não mais atender aos critérios de contabilização do hedge, o ajuste no valor

contábil de um item protegido por hedge, para o qual o método de taxa efetiva de juros

é utilizado, é amortizado no resultado durante o período até o vencimento.

(c) Ineficácia do hedge

A eficácia de hedge é determinada no surgimento da relação de hedge e por meio de

avaliações periódicas prospectivas de eficácia para garantir que exista uma relação

econômica entre o item protegido e o instrumento de hedge.

No caso de hedges de compras em moeda estrangeira, a Companhia contrata operações


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de hedge quando os termos essenciais do instrumento de hedge correspondem

exatamente aos termos do item protegido. Portanto, a Companhia realiza uma avaliação

qualitativa de eficácia. Se houver mudanças nas circunstâncias que afetem os termos do

item protegido de tal forma que os termos essenciais deixem de corresponder, de forma

exata, aos termos essenciais do instrumento de hedge, a Companhia utilizará o método

derivativo hipotético para avaliar a eficácia.

Nos hedges de compras em moeda estrangeira, a ineficácia pode ocorrer se o período

da transação prevista for alterado em relação ao período estimado originalmente, ou se

houver mudanças no risco de crédito ou na contraparte do derivativo.

A ineficácia do hedge de swaps de taxa de juros pode ocorrer devido:

Ao ajuste do valor de crédito/valor de débito nos swaps de taxa de juros que não é igualado pelo empréstimo;

Diferenças nos termos essenciais entre os swaps de taxa de juros e os empréstimos.

2.5. Ativos e passivos financeiros setoriais Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu aditar os contratos de concessão e permissão, das Companhias de distribuição de energia elétrica brasileiras, com vistas a eliminar eventuais incertezas, até então existentes quanto ao reconhecimento e à realização das diferenças temporais, cujos valores são repassados anualmente na tarifa de distribuição de energia elétrica – Parcela A (CVA) e outros componentes financeiros. No termo de aditivo, o órgão regulador garante que os valores de CVA e outros componentes financeiros serão incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão. Como consequência, foi emitido pelo CPC a Orientação Técnica – OCPC08 (“OCPC08”) que teve por objetivo tratar dos requisitos básicos de reconhecimento, mensuração e evidenciação destes ativos ou passivos financeiros que passam a ter a característica de direito (ou obrigação) incondicional de receber (ou entregar) caixa ou outro instrumento financeiro a uma contraparte claramente identificada. De acordo com a OCPC 08, o aditamento aos Contratos de Concessão, representou um elemento novo que eliminou, a partir da adesão (assinatura) das Concessionárias aos referidos contratos, as eventuais incertezas quando à probabilidade de realização do ativo ou exigibilidade do passivo desses itens originados das discussões tarifárias entre as entidades e o regulador, e que até então eram consideradas impeditivas para o reconhecimento desses ativos e passivos. O registro dos valores a receber foi efetuado em contas de ativo em contrapartida ao resultado deste exercício na rubrica de receita de vendas de bens e serviços.

2.6. Ativo indenizável (concessão)

O ativo financeiro indenizável da concessão corresponde à parcela estimada dos investimentos realizados na infraestrutura do serviço público que não será totalmente amortizada até o final da concessão. A Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do Poder Concedente, a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. A Companhia classifica os saldos do ativo financeiro da concessão como instrumentos financeiros na categoria de “valor justo por meio de resultado”, pois o fluxo de caixa não é caracterizado apenas como principal e juros. O modelo de negócio da Companhia para este ativo é recuperar o investimento realizado, cuja valorização é baseada no valor novo


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de reposição (VNR), acrescido de correção monetária pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), de acordo com a Base de Remuneração Regulatória (BRR).

Uso de estimativas: A Revisão Tarifária da Companhia ocorre a cada 4 anos, e somente nessa data, a Base de Remuneração é homologada pela ANEEL por meio do novo valor de reposição - “VNR” depreciado. Entre os períodos de Revisão Tarifária, a Administração, utilizando o critério determinado pela ANEEL, aplica o IPCA como fator de atualização da Base de Remuneração. O ativo financeiro da concessão é mensurado em função da referida base de remuneração e leva em consideração as alterações no fluxo de caixa estimado, tomando por base principalmente os fatores como novo preço de reposição e atualização pelo IPCA. Cabe lembrar que o critério definido pela ANEEL atribui valor à infraestrutura do concessionário, sendo o valor do ativo financeiro uma representação da parcela dessa infraestrutura que não estará amortizado ao final do prazo da concessão. Portanto, esse ativo financeiro é intrinsecamente vinculado à infraestrutura, por sua vez, tem seus critérios de avaliação definidos pela ANEEL. Esses critérios podem ser modificados pela ANEEL. A Administração da Companhia considera bastante reduzido o risco de crédito do ativo financeiro da concessão, visto que o contrato firmado assegura o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão, a ser pago pelo Poder Concedente. Dessa forma, nenhuma perda para redução ao provável valor de recuperação é necessária.

2.7. Intangível A Companhia reconhece como um ativo intangível o direito de cobrar dos usuários pelos serviços prestados de distribuição de energia - contratos de concessão. O ativo intangível é demonstrado ao custo de aquisição e/ou de construção, incluindo a margem de construção. O ativo intangível tem sua amortização iniciada quando este está disponível para uso, em seu local e na condição necessária para que seja capaz de operar da forma pretendida pela Companhia. As parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados até o final da concessão, são classificadas como um ativo indenizável com base nas características estabelecidas no contrato de concessão, onde a Administração entende que estão atendidas as condições para a aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 – Contratos de Concessão. A amortização do ativo intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros do ativo sejam consumidos pela Companhia. O padrão de consumo dos ativos tem relação com sua vida útil regulatória econômica nas quais os ativos construídos pela Companhia integram a base de cálculo para mensuração da tarifa de prestação dos serviços de concessão. A amortização é calculada usando o método linear para alocar seus custos aos seus valores residuais durante a vida útil regulatória estimada.

2.8. Imposto de Renda e Contribuição Social O imposto de renda e a contribuição social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real. A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos correntes e diferidos. Os impostos corrente e diferido são reconhecidos no resultado a menos que estejam relacionados à combinação de negócios, ou a itens diretamente reconhecidos no patrimônio líquido ou em outros resultados abrangentes.


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Imposto corrente O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber estimado sobre o lucro ou prejuízo tributável do exercício e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos exercícios anteriores. Ele é mensurado com base nas taxas de impostos decretadas na data do balanço. O imposto corrente ativo e passivo são compensados somente se a Companhia tiver o direto legal executável para compensar os valores reconhecidos e pretender liquidar em bases líquidas ou realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. Imposto diferido O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fins de Demonstrações Contábeis e os correspondentes valores usados para fins de tributação. Um imposto de renda ativo e contribuição social diferido são reconhecidos em relação aos prejuízos fiscais, créditos fiscais e diferenças temporárias dedutíveis não utilizados, na extensão em que seja provável que lucros futuros tributáveis estarão disponíveis, contra os quais serão utilizados. Estes ativos são revisados a cada data de balanço e são reduzidos na extensão em que sua realização não seja mais provável. O imposto diferido é mensurado com base nas alíquotas que se espera aplicar às diferenças temporárias quando elas forem revertidas, baseando-se nas alíquotas que foram decretadas ou substantivamente decretadas até a data do balanço, de forma a refletir as consequências tributárias que seguiriam a maneira sob a qual a Companhia espera recuperar ou liquidar o valor contábil de seus ativos e passivos. O imposto diferido ativo e passivo são compensados somente se atenderem os critérios estabelecidos na norma contábil específica.

2.9. Benefício a empregados - Planos de benefício definido A obrigação líquida é calculada separadamente para cada plano por meio da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados receberão como retorno pelos serviços prestados no exercício atual e em exercícios anteriores. Esse benefício é descontado para determinar o seu valor presente. O cálculo da obrigação de plano de benefício definido é realizado anualmente por um atuário qualificado independente utilizando o método de crédito unitário projetado. O déficit/superávit é calculado deduzindo-se o valor justo dos ativos do plano. Quando o cálculo resulta em um potencial ativo, o ativo a ser reconhecido é limitado ao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos são levadas em consideração quaisquer exigências de custeio mínimas aplicáveis, incluindo contratos de dívidas assumidas pela Companhia com os planos. As remensurações da obrigação líquida de benefício definido, que incluem: ganhos e perdas atuariais sobre as obrigações, o retorno dos ativos do plano (excluindo os valores considerados no custo dos juros líquidos) e o efeito do teto do ativo (se houver, excluindo os valores considerados no custo dos juros líquidos), são reconhecidos em outros resultados abrangentes. Os juros líquidos sobre o passivo de benefício definido e o custo do serviço são reconhecidos na demonstração do resultado do exercício. A Companhia determina os juros líquidos sobre o valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido no período com base na taxa de desconto utilizada na mensuração da obrigação de benefício definido e no passivo de benefício definido, ambos conforme determinados no início do exercício a que se referem as Demonstrações Contábeis, levando em consideração quaisquer mudanças no valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido durante o período em razão de pagamentos de contribuições e benefícios.


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O custo do serviço é calculado de acordo com o método de crédito unitário projetado, adotado no cálculo da obrigação atuarial, líquido de contribuições realizadas por participantes. Quando os benefícios de um plano são incrementados, a porção do benefício incrementado relacionada a serviços passados prestados pelos empregados é reconhecida imediatamente no exercício em que ocorrem no resultado, como parcela do custo do serviço, bem como os ganhos e perdas anteriormente reconhecidos em outros resultados abrangentes são reconhecidos no resultado do exercício na liquidação do respectivo plano.

2.10. Provisão para processos judiciais e outros As provisões para riscos tributários, cíveis, trabalhistas e regulatórios são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente ou não formalizada como resultado de eventos passados; é provável que uma saída de recursos seja necessária para liquidar a obrigação e o valor tiver sido estimado com segurança. Quando houver uma série de obrigações similares, a probabilidade de liquidá-las é determinada, levando-se em consideração a classe de obrigações como um todo. Uma provisão é reconhecida mesmo que a probabilidade de liquidação relacionada com qualquer item em individual incluído na mesma classe de obrigações seja pequena.

2.11. Subvenções governamentais Subvenções governamentais são reconhecidas quando houver certeza de que o benefício será recebido e que todas as correspondentes condições serão satisfeitas. Quando o benefício se refere a um item de despesa, é reconhecido como receita ao longo do período do benefício, de forma sistemática em relação aos custos cujo benefício objetiva compensar. Quando o benefício se referir a um ativo, é reconhecido como receita diferida e registrada no resultado em valores iguais ao longo da vida útil esperada do correspondente ativo. A Companhia goza de incentivo fiscal (benefício SUDENE) de redução de 75% do imposto de renda e adicionais não restituíveis, calculado sobre o lucro da exploração, referente à atividade de distribuição até o ano-base de 2019. Os valores correspondentes à redução do imposto de renda são contabilizados como redução das correspondentes despesas de impostos no resultado do exercício e posteriormente transferido para o patrimônio líquido na conta “Reserva de Incentivo Fiscal”.

2.12. Reclassificação de saldos comparativos

A Administração da Companhia, após reavaliação de determinados temas e objetivando a melhor apresentação de suas Demonstrações Contábeis, procedeu às reclassificações na DVA e DFC relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2018, originalmente autorizados em 19 de fevereiro de 2019. As reclassificações efetuadas não alteraram o total do ativo, passivo e patrimônio líquido. Tais reclassificações podem ser assim resumidas: Na Demonstração do Valor Adicionado:

(i) Custo de construção na DVA - os componentes foram alocados seguindo-se

suas respectivas naturezas. (ii) Créditos de PIS e COFINS – deixam de ser apresentados líquidos nas despesas

e passam a compor a distribuição do valor para o Governo (tributos federais).

Na Demonstração do Fluxo de Caixa:


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(iii) Pagamento e recebimento de juros – reclassificados das atividades de financiamento para as atividades operacionais, visto que os mesmos entram na determinação do lucro líquido ou prejuízo do exercício.

A seguir são apresentadas com maiores detalhes:

Originalmente

apresentado

Custo de

Construção (I)

Créditos de PIS e

COFINS (II)Reclassificado

1. RECEITAS 7.559.595 - - 7.559.595

2. INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (4.196.477) 65.474 (321.100) (4.452.103)

Materiais (17.464) (485.573) - (503.037)

Custo de construção (885.970) 885.970 - -

Outros custos operacionais (70.797) - (521) (71.318)

Custo da energia comprada e transmissão (2.877.755) - (301.850) (3.179.605)

Serviços de terceiros (344.491) (334.923) (18.729) (698.143)

3. VALOR ADICIONADO BRUTO 3.363.118 65.474 (321.100) 3.107.492

4. RETENÇÕES (205.029) - (18.371) (223.400)

Depreciação e amortização (205.029) - (18.371) (223.400)

5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE 3.158.089 65.474 (339.471) 2.884.092

6. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA 152.901 152.901

7. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR 3.310.990 65.474 (339.471) 3.036.993

8. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 3.310.990 65.474 (339.471) 3.036.993

Empregados (Colaboradores) 190.826 65.474 - 256.300

Remunerações 123.675 65.474 - 189.149

Outras distribuições para empregados 67.151 - - 67.151

Tributos (Governo) 2.523.939 - (339.471) 2.184.468

Federais 726.474 - (339.471) 387.003

COFINS 502.785 - (278.916) 223.869

PIS 109.157 - (60.555) 48.602

Outros impostos 114.532 - - 114.532

Estaduais 1.382.430 - - 1.382.430

Municipais 2.860 - - 2.860

Encargos setoriais 412.175 - - 412.175

Remuneração de capitais de terceiros 231.705 - - 231.705

Remuneração de capitais próprios 364.520 - - 364.520

DVA - 2018

Originalmente

apresentado

Reclassificações

(III)Reclassificado

Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 431.915 (97.085) 334.830

Caixa líquido usado nas atividades de investimentos (877.247) - (877.247)

Caixa líquido (usado) gerado nas atividades de financiamentos 386.891 97.085 483.976

Variação no caixa líquido da Companhia (58.441) - (58.441)

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 154.276 - 154.276

Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 95.835 - 95.835

DFC - 2018

Originalmente

apresentado

Reclassificações

(III)Reclassificado

Caixa líquido gerado nas atividades operacionais - (97.085) (97.085)

Pagamentos de juros de empréstimos e financiamentos - (43.675) (43.675)

Pagamentos de juros de debêntures - (53.410) (53.410)

Caixa líquido (usado) gerado nas atividades de financiamentos (97.085) 97.085 -

Pagamentos de juros de empréstimos e financiamentos (43.675) 43.675 -

Pagamentos de juros de debêntures (53.410) 53.410 -

DFC - 2018


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2.13. Pronunciamentos novos ou revisados aplicados pela primeira vez em 2019 A Companhia aplicou pela primeira vez determinadas alterações às normas em vigor para períodos anuais iniciados em 1º de janeiro de 2019 ou após esta data. A Companhia decidiu não adotar antecipadamente nenhuma outra norma, intepretação ou alteração que tenha sido emitida, mas ainda não vigente. A natureza e o impacto de cada uma das novas normas e alterações são descritos a seguir: CPC 06 (R2) | IFRS 16 –Arrendamentos A norma estabelece princípios para o reconhecimento, mensuração, apresentação e divulgação de arrendamentos, exigindo que os arrendatários reconheçam todos os arrendamentos conforme um único modelo através do balanço patrimonial, ou seja, o reconhecimento do ativo de direito de uso e o passivo de arrendamento, este modelo é aplicável para substancialmente todos os contratos de arrendamentos, exceto àqueles contratos que por definição atendem ao expediente prático da norma. Os critérios de reconhecimento e mensuração dos arrendamentos nas Demonstrações Contábeis dos arrendadores ficam substancialmente mantidos. A Companhia adotou o CPC 06 (R2) com o efeito cumulativo a partir de 1º de janeiro 2019, utilizando os expedientes práticos para os contratos de arrendamento cujo (i) prazo de duração inferior ou igual a 12 meses a partir da data de adoção inicial (curto prazo), e (ii) arrendamento para qual o ativo subjacente é de baixo valor, como celulares, impressoras e equipamentos de autoatendimento. A adoção do CPC 06 (R2) gerou um aumento do ativo pelo reconhecimento do direito de uso dos ativos arrendados (ativo imobilizado arrendado) e o respectivo aumento do passivo, conforme conciliação demonstrada a seguir:

Adicionalmente, as despesas relacionadas aos contratos de arrendamentos operacionais são reconhecidas através da despesa de amortização do direito de uso dos ativos e da despesa financeira de juros sobre as obrigações de arrendamento. O quadro a seguir demonstra os impactos no resultado para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019:

Com relação ao fluxo de caixa, o impacto foi um aumento líquido no caixa gerado pelas atividades operacionais e uma redução nas atividades de financiamento, uma vez que as amortizações das parcelas relacionadas ao principal dos passivos de arrendamentos são classificadas como atividades de financiamento.

Impacto na adoção inicial:Terreno Imóveis Veículos Total

Pagamentos mínimos de arrendamento para os contratos 518 20.446 1.835 22.799

Impacto da taxa de desconto (33) (2.616) (111) (2.760)

Ativo de direito de uso 485 17.830 1.724 20.039

Passivo de arrendamento 485 17.830 1.724 20.039

Impacto sobre a demonstração do resultado – aumento (redução) das despesas: 31.12.2019

Despesa com depreciação e amortização 7.320

Despesa de arrendamento operacional incluída em serviços de terceiros e outras receitas e despesas operacionais (7.221)

Resultado do serviço (Lucro bruto) 99

Despesas financeiras 1.110

Impacto de tributos e contribuições sociais diferidos (411)

Total - impacto na despesa líquida 798


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As seguintes normas alteradas e interpretações não geraram impactos significativo nas Demonstrações Contábeis da Companhia. Interpretação ICPC 22 | IFRIC 23 – Incerteza sobre Tratamentos de Tributos sobre o Lucro A Interpretação trata da contabilização dos tributos sobre o rendimento nos casos em que os tratamentos tributários envolvem incerteza que afeta a aplicação da IAS 12 (CPC 32) e não se aplica a tributos fora do âmbito da IAS 12 nem inclui especificamente os requisitos referentes a juros e multas associados a tratamentos tributários incertos. A Interpretação aborda especificamente o seguinte:

Se a entidade considera tratamentos tributários incertos separadamente;

As suposições que a entidade faz em relação ao exame dos tratamentos tributários pelas autoridades fiscais;

Como a entidade determina o lucro real (prejuízo fiscal), base de cálculo prejuízos fiscais não utilizados, créditos tributários extemporâneos e alíquotas de imposto; e

Como a entidade considera as mudanças de fatos e circunstâncias.

A Companhia avaliou e concluiu que não há incertezas significativas quando da aplicação de tratamentos fiscais que envolvam tributos sobre os lucros, e logo, a interpretação em questão não gera impactos qualitativos e quantitativos para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019 e exercício anteriores.

CPC 48 | IFRS 09: Recursos de pagamento antecipado com compensação negativa De acordo com o CPC 48, equivalente a norma internacional de contabilidade IFRS 09, um instrumento de dívida pode ser mensurado ao custo amortizado ou pelo valor justo por meio de outros resultados abrangentes, desde que os fluxos de caixa contratuais sejam “somente pagamentos de principal e juros sobre o principal em aberto” (critério de SPPI) e o instrumento for mantido no modelo de negócio adequado para esta classificação. As alterações ao CPC 48 esclarecem que um ativo financeiro cumpre o critério de SPPI independentemente do evento ou circunstância que cause a rescisão antecipada do contrato e independentemente da parte que paga ou recebe uma compensação razoável pela rescisão antecipada do contrato. As alterações devem ser aplicadas retrospectivamente. Tais alterações não impactam as Demonstrações Contábeis da Companhia. Alterações ao CPC 33 (R1) | IAS 19: Alterações, reduções ou liquidação de planos

As alterações ao CPC 33 (R1) – Benefícios a Empregados, equivalente a norma internacional de contabilidade IAS 19 abordam a contabilização quando de alteração, redução ou liquidação de um plano durante o período-base. As alterações especificam que quando ocorre alteração, redução ou liquidação do plano durante o período base anual, a entidade deve:

Determinar o custo do serviço atual para o período remanescente após a alteração, redução ou liquidação do plano, usando as premissas atuariais utilizadas para reavaliar o passivo (ativo) líquido do benefício definido refletindo os benefícios oferecidos pelo plano e os ativos do plano após aquele evento.

Determinar os juros líquidos para o período remanescente após alteração, redução ou liquidação do plano, usando o passivo (ativo) líquido do benefício definido refletindo os benefícios oferecidos pelo plano e os ativos do plano após


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aquele evento, bem como a taxa de desconto usada para reavaliar este passivo (ativo) líquido do benefício definido.

As alterações esclarecem ainda que a entidade deve determinar primeiramente qualquer custo com serviços passados, ou ganho ou perda na liquidação, sem considerar o efeito do asset ceiling. Este valor deve ser reconhecido no resultado. A entidade determina então o efeito do asset ceiling após alteração, redução ou liquidação do plano. Qualquer alteração neste efeito, excluindo os valores incluídos nos juros líquidos, é reconhecida em outros resultados abrangentes. As mudanças à norma mencionada aplicam-se a alterações, reduções ou liquidações sendo permitida sua aplicação antecipada, tais mudanças não impactaram a Companhia, uma vez que os eventos determinados na norma supracitada não tiveram ocorrência ainda, e dessa forma, a medida que ocorrerem, é provável que impactem os planos de benefícios a empregados mantidos pela Companhia. Os demais pronunciamentos novos e/ou alterados já emitidos não são aplicáveis as atividades operacionais da Companhia e por conta disso a Companhia não possui a expectativa de que produza qualquer impacto sobre as Demonstrações Contábeis.

2.14. Pronunciamentos emitidos, mas que não estavam em vigor em 31 de dezembro de 2019 As normas e interpretações novas e alteradas que foram emitidas, mas não ainda em vigor até a data das Demonstrações Contábeis da Companhia, estão descritas a seguir. A Companhia pretende adotar estas normas e interpretações novas e alteradas, se cabível, quando entrarem em vigor. Alterações ao CPC 00 (R2) | Conceptual Framework – Estrutura conceitual para relatório financeiro O CPC 00 (R2) – Estrutura conceitual para relatório financeiro, equivalente ao pronunciamento do IASB conhecido como Conceptual Framework, alterado com o objetivo de melhor refletir alterações conceituais estabelecidas pelo IASB, principalmente com relação aos seguintes aspectos:

Conceitualiza e clarifica questões acerca do objetivo do relatório financeiro, as características qualitativas da informação financeira útil, e a descrição da entidade, bem como os seus limites;

Clarifica as definições de ativo, passivo, patrimônio líquido, receitas e despesas em diversos aspectos;

Define critérios para inclusão de ativos e passivos nas Demonstrações Contábeis (reconhecimento) e orientação sobre quando removê-los (desreconhecimento);

Bases de mensuração e orientação sobre quando e como utilizá-las; e

Determina conceitos e estabelece orientações quanto a apresentação e divulgação das Demonstrações Contábeis e notas explicativas.

Adicionalmente, as alterações realizadas ao CPC 00 (R2) também impactam o conceito de materialidade, estabelecendo de forma clara a aplicação deste conceito e determinando que “informação é material se sua omissão, distorção ou obscuridade pode influenciar, de modo razoável, decisões que os usuários primários das Demonstrações Contábeis de propósito geral tomam como base nessas Demonstrações Contábeis, que fornecem informações financeiras sobre o relatório específico da entidade”. As alterações realizadas visam auxiliar o entendimento de temas específicos, melhorando a qualidade das Demonstrações Contábeis e as informações divulgadas. As alterações realizadas são aplicáveis para exercícios iniciados a partir de 1º de janeiro de


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2020 e de acordo com as práticas contábeis adotadas pela Companhia não há expectativa de que impactos significativos sejam identificados. A Companhia analisou as demais normas alteradas e interpretações não vigentes e conclui que as mesmas não impactarão de forma significativa suas práticas contábeis e consequentemente as Demonstrações Contábeis.

3. Revisão tarifária anual

A ANEEL, em reunião pública de sua Diretoria realizada em 16 de abril de 2019, deliberou sobre a Revisão Tarifária de 2019 da Companhia, aplicada nas tarifas a partir de 22 de abril de 2019. Foi aprovado um reposicionamento de +8,22% composto por (i) reposição econômica de +5,41%, sendo 1,20% de Parcela A e 4,21% de Parcela B e (ii) componentes financeiros de +5,77%. Descontados os componentes financeiros considerados no último processo tarifário de -2,96%, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores é de +8,22%. O índice é composto pelos seguintes itens:

Dessa forma, as Parcelas A e B da Companhia, após a Revisão Tarifária, tiveram os seguintes impactos: (i) Parcela A: Reajustada em 1,72%, representando 1,20% no reposicionamento econômico

com os seguintes componentes:

Encargos setoriais – redução de 23,60%, representando -3,48% no reposicionamento econômico em função, principalmente, da redução do encargo com a Conta de Desenvolvimento Energético Conta ACR (“CDE Conta ACR”) devido à quitação antecipada de seu pagamento;

Energia comprada – aumento de 11,43%, decorrente principalmente do aumento do custo das Cotas (Lei nº 12.783/2013) e do aumento do preço do contrato bilateral com a CGTF (Central Geradora Termelétrica Fortaleza). O aumento do custo da compra de energia representa 5,45% no reposicionamento econômico; e

Encargos de transmissão – redução de -10,75% decorrente principalmente da redução da Receita Anual Permitida da Rede Básica em relação ao ciclo anterior, representando -0,77% no reposicionamento econômico.

Revisão Tarifária 2019 %

Encargos Setoriais -3,48%

Energia Comprada 5,45%

Encargos de Transmissão -0,77%

Parcela A 1,20%

Parcela B 4,21%

Reposição Econômica 5,41%

CVA Total 6,20%

Outros Itens Financeiros da Parcela A -0,43%

Reajuste Financeiro 5,77%

Índice de Reposicionamento Total 11,18%

Componentes Financeiros do Processo Anterior -2,96%

Efeito para o consumidor 8,22%


22

(ii) Parcela B: Reposicionada em 13,87%, representando uma participação de 4,21% no reajuste econômico, resultado da combinação dos seguintes componentes:

Custos Operacionais: aumento de 1,43% em relação à tarifa anterior, representando um efeito médio de 0,21% no reposicionamento econômico, em função da menor cobertura de custos operacionais presentes nas tarifas do que o limite inferior definido pelo método de comparação entre as distribuidoras;

Remuneração do Capital: variação de 32,24% em relação à tarifa anterior, representando um efeito médio de 2,83% no reposicionamento econômico, em virtude do aumento da Base de Remuneração Líquida;

Quota de Reintegração Regulatória: variação de 33,42% em relação à tarifa anterior, representando um efeito médio de 1,51% no reposicionamento econômico, em virtude do aumento da Base de Remuneração Bruta e da taxa média de depreciação;

Anuidades: variação de 19,58% em relação aos valores anteriormente contidos nas tarifas, com impacto de 0,37% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da Base de Remuneração Regulatória;

Receitas Irrecuperáveis: aumento de 11,00% em relação à tarifa anterior, com impacto de 0,14% nas tarifas, decorrente da revisão dos percentuais regulatórios de inadimplência que são admitidos para a Enel CE e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada a cobertura das receitas irrecuperáveis;

Outras Receitas e Receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos: variação de 90,95%, com efeito de -0,85% nas tarifas econômicas, devido a consideração neste ciclo da devolução das Receitas com Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos.

(iii) Fator X: aplicado o valor de 1,14%, sendo composto por:

Componente X-Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) de 1,17%, a ser considerado nos reajustes subsequentes; e

Componente X-Q (qualidade do serviço) de -0,03%.

Adicionalmente, foi definida a Componente X-T (trajetória de custos operacionais) de -1,09%, para aplicação nos reajustes tarifários deste ciclo da Companhia.

(iv) Componentes financeiros: Os componentes financeiros aplicados a esta revisão tarifária

totalizam um montante de R$ 274.639, dentre os quais destaca-se: R$ 294.801 referente aos itens de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (“CVA”), neutralidade de Encargos Setoriais de R$19.964, Sobrecontratação de R$ 65.425 negativo e Previsão de Risco Hidrológico de R$ 98.558. O reposicionamento tarifário médio de +8,22% a ser percebido pelos consumidores apresenta variações para diversos níveis de tensão, sendo 7,87% e 8,35% para alta e baixa tensão, respectivamente.


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4. Caixa e equivalentes de caixa

O excedente de caixa da Companhia é aplicado de forma conservadora em ativos financeiros de baixo risco, com alta liquidez, sendo prontamente conversíveis em recursos disponíveis de acordo com as necessidades de caixa da Companhia em um valor conhecido e com risco insignificante de perda. As aplicações financeiras da Companhia buscam rentabilidade compatível às variações do CDI. Dada à natureza e característica das aplicações financeiras, estas já estão reconhecidas pelo seu valor justo por meio do resultado.

5. Títulos e valores mobiliários

Nenhum desses ativos está vencido nem apresenta problemas de recuperação ou redução ao valor recuperável no encerramento do exercício.

31.12.2019 31.12.2018

Caixa e contas correntes bancárias 36.811 31.965

Aplicações financeiras

CDB (Aplicações diretas) 2.039 416

Operações compromissadas 49.677 63.420

51.716 63.836

Fundos exclusivos

Operações compromissadas (Fundos exclusivos) 3.078 34

3.078 34

Aplicações financeiras 54.794 63.870

Total 91.605 95.835

31.12.2019 31.12.2018

Fundos de investimentos não exclusivos 72.531 67.810

Fundos de investimentos exclusivos 4.502 170

Títulos públicos 2.725 170

LF - Letra Financeira 1.777 -

Total 77.033 67.980


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6. Consumidores e outras contas a receber

A movimentação da perda esperada para créditos de liquidação duvidosa é a seguinte:

A provisão esperada para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) é constituída com base nos valores a receber dos consumidores, segregando em grandes clientes (alta tensão), clientes corporativos (baixa tensão) e administração pública. Considera também, uma análise coletiva e/ou individual, quando aplicável, dos títulos a receber ou do saldo da dívida parcelada, de forma que se obtenha um julgamento adequado dos créditos considerados de difícil recebimento, baseando-se na experiência da Administração em relação às perdas efetivas, na existência de garantias reais, considerando um novo modelo de avaliação a fim de apurar as perdas esperadas. No que tange à abordagem coletiva, a Companhia utilizou uma matriz de provisão, conforme previsto na norma, que reflete a experiência de perda de crédito histórica para classe que foi agrupada. A matriz de provisão estabelece percentuais dependendo do aging das contas

A vencer

até 30 dias até 90

dias

mais de 360

dias

CIRCULANTE

Fornecimento faturado 556.226 236.445 445.512 1.238.183 (286.835) 951.348

Receita não faturada 211.437 - - 211.437 (2.639) 208.798

Baixa renda - subsidio CDE 13.404 - - 13.404 - 13.404

Parcelamento de débitos 5.852 16.498 42.763 65.113 (5.104) 60.009

Venda de Energia Excedente - MVE 12.085 - - 12.085 - 12.085

Compartilhamento - uso mútuo 4.354 5.828 13.987 24.169 (8.617) 15.552

Agente de cobrança da iluminação pública 6.531 - 40.172 46.703 (40.173) 6.530

TOTAL - CIRCULANTE 809.889 258.771 542.434 1.611.094 (343.368) 1.267.726

NÃO CIRCULANTE

Consumidores - distribuição de energia:

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE - - 15.289 15.289 (15.289) -

Parcelamento de débitos - - 26.694 26.694 - 26.694

TOTAL - NÃO CIRCULANTE - - 41.983 41.983 (15.289) 26.694

TOTAL - CIRCULANTE + NÃO CIRCULANTE 809.889 258.771 584.417 1.653.077 (358.657) 1.294.420

Total

31.12.2019

Vencidos

Total PECLD

A vencer

até 30 dias até 90

dias

mais de 360

dias

CIRCULANTE

Fornecimento faturado 318.125 259.522 337.749 915.396 (234.262) 681.134

Receita não faturada 207.649 - - 207.649 (2.542) 205.107

Baixa renda - subsidio CDE 35.129 - - 35.129 - 35.129

Parcelamento de débitos 1.433 21.004 18.966 41.403 (9.771) 31.632

Compartilhamento - uso mútuo 3.709 5.876 12.817 22.402 (14.971) 7.431

Agente de cobrança da iluminação pública - 2.496 42.112 44.608 (42.690) 1.918

TOTAL - CIRCULANTE 566.045 288.898 411.644 1.266.587 (304.236) 962.351

NÃO CIRCULANTE

Consumidores - distribuição de energia:

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE - - 15.289 15.289 (15.289) -

Parcelamento de débitos - - 12.291 12.291 - 12.291

TOTAL - NÃO CIRCULANTE - - 27.580 27.580 (15.289) 12.291

TOTAL - CIRCULANTE + NÃO CIRCULANTE 566.045 288.898 439.224 1.294.167 (319.525) 974.642

Vencidos

Total PECLD Total

31.12.2018

31.12.2018 Adições Baixas 31.12.2019

PECLD sobre contas a receber (319.525) (67.385) 28.253 (358.657)

PECLD sobre outras contas a receber - (4.443) 657 (3.786)

(319.525) (71.828) 28.910 (362.443)


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a receber. Na abordagem individual a Companhia considerou o comportamento específico de determinados clientes em função do histórico de inadimplência e as informações disponíveis sobre as contrapartes.

7. Subvenção CDE - desconto tarifário

Valor a ser repassado pela CCEE, para cobertura de descontos incidentes sobre as tarifas de energia de classes específicas de consumidores. Os recursos são oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), e são homologados pela ANEEL no processo de reajuste anual das distribuidoras.

Em dezembro de 2019 a Companhia realizou operação de cessão de recebíveis sem direito de regresso, transferindo todos os riscos e benefícios vinculados para a instituição financeira na data da transação com valor de face de R$ 22.007 com deságio de R$ 156. a) Compensação da obrigação Encargo CDE x Valores a receber subsidio baixa renda - CDE Os valores em aberto de novembro de 2014 até 2016 (Resoluções Homologatórias nos 1.711/14, 1882/15 e 2.065/16), foram objeto de compensação integral com os valores devidos à Eletrobrás/CCEE relativos a Encargos CDE, por força de decisão liminar proferida em favor da Companhia em 08 de julho de 2015. Em função da decisão ser liminar, a Companhia mantém registrado no passivo circulante, em taxas regulamentares, o montante de R$ 324.227 (R$ 324.227 em 2018), correspondente à parcela a repassar a CCEE decorrente da subvenção CDE, que será compensado quando a decisão transitar em julgado.

8. Tributos a compensar

a) Do total de crédito de ICMS, R$ 106.954 em 31 de dezembro de 2019 (R$ 107.449 em 31 de

dezembro de 2018) referem-se aos créditos vinculados à aquisição de bens do ativo permanente, os quais estão sendo compensados mensalmente à razão de 1/48 avos, e o valor de R$ 20.812 (R$ 21.038 em 31 de dezembro de 2018) refere-se a créditos de compra de energia e incentivos culturais os quais são compensados no mês seguinte. A Companhia foi comunicada no dia 14 de janeiro de 2020, através do Parecer Nº 3344 de 30 de dezembro de 2019, emitido pela Célula de Consultoria e Normas-CECON, da decisão de compensação

31.12.2019 31.12.2018

CDE compensação - liminar (a) 324.227 324.227

Previsão CDE (mensal) ciclo corrente - 21.699

Previsão ajuste CDE ciclo corrente (777) 925

CDE a receber - diferença ciclo anterior 1.310 2.601

324.760 349.452

Circulante Não circulante Circulante Não circulante

Imposto de renda e contribuição social 13.348 - 7.205 -

ICMS (a) 60.836 66.930 59.555 68.932

ICMS parcelamento - 11.056 - 11.056

PIS e COFINS 8.163 - 3.776 -

PIS e COFINS (ICMS) (b) 102.703 1.347.161 - -

Outros tributos 1.018 - 8.459 -

Total 186.068 1.425.147 78.995 79.988

31.12.2019 31.12.2018


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do valor de R$ 11.056, o qual deverá ser dividido em 4 parcelas iguais a partir de fevereiro de 2020.

b) A Companhia amparada nas avaliações de seus assessores legais e melhor estimativa, e por possuir ação judicial transitada e julgada em abril de 2019, constituiu ativo de PIS e de COFINS a recuperar de R$ 1.449.864.

Por entender que os montantes a serem recebidos como créditos fiscais deverão ser repassados aos consumidores nos termos das normas regulatórias do setor elétrico. A Companhia adotará os procedimentos de recuperação do crédito tributário de acordo com as previsões legais (vide nota 17).


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9. Ativo e passivos financeiros setoriais

Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os custos efetivamente incorridos e os custos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais, sendo estas variações atualizadas monetariamente pela taxa SELIC. A composição, movimentação dos saldos, composição por ciclo tarifário e segregação entre curto e longo prazo estão demonstradas da seguinte forma:

O diferimento das devoluções tarifárias contém a reclassificação de ultrapassagem de demanda e excedente de reativo proveniente do ativo contratual no montante de R$ 10.567 (vide nota explicativa 15).

Ativo (passivo) regulatório Líquido

31.12.2018 Adição Amortização

Recebimento

Bandeiras

Tarifárias Remuneração

31.12.2019

Valores em

Amortização

Valores em

Constituição Circulante Não Circulante

CVA passiva 207.733 342.970 (218.924) (174.764) 17.694 174.709 74.935 99.774 143.904 30.805

Aquisição de Energia - (CVAenerg) 219.912 527.578 (323.612) (174.764) 23.645 272.759 102.812 169.947 220.289 52.470

Proinfa 1.321 712 (2.368) - 159 (176) 1.030 (1.206) 196 (372)

Transporte Rede Básica 53.365 (11.772) (14.554) - 222 27.261 3.335 23.926 19.874 7.387

ESS (64.416) (172.821) 113.969 - (8.147) (131.415) (34.243) (97.172) (101.414) (30.001)

CDE (2.449) (727) 7.641 - 1.815 6.280 2.001 4.279 4.959 1.321

Demais passivos regulatórios (13.176) (192.846) 125.604 - (20.751) (101.169) (100.159) (1.010) (82.632) (18.537)

Alíquota efetiva PIS/Cofins 19.786 8.265 (15.138) - - 12.913 - 12.913 12.913 -

Neutralidade da Parcela A (3.034) (14.581) 5.206 - (129) (12.538) (4.991) (7.547) (10.208) (2.330)

Sobrecontratação de Energia (10.296) (112) 56.584 - (2.581) 43.595 (16.356) 59.951 25.085 18.510

Diferimento/ Devoluções Tarifárias (11.692) (156.383) 22.210 - (16.876) (162.741) (78.349) (84.392) (123.536) (39.205)

Demais ativos e passivos setoriais (7.940) (30.035) 56.742 - (1.165) 17.602 (463) 18.065 13.114 4.488

Total ativo (passivo) regulatório líquido 194.557 150.124 (93.320) (174.764) (3.057) 73.540 (25.224) 98.764 61.272 12.268

Total ativo circulante 201.567

Total passivo não circulante 7.010

Total ativo líquido 194.557


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10. Benefício fiscal

Ágio de incorporação da controladora O ágio oriundo da operação de incorporação de sua antiga controladora Distriluz Energia Elétrica S.A., está fundamentado nos resultados futuros durante o prazo de concessão e vem sendo amortizado no prazo compreendido entre a data da incorporação (27 de setembro de 1999) até 31 de dezembro de 2027, em proporções mensais a sua rentabilidade projetada. Conforme instrução normativa CVM nº 319, de 3 de dezembro de 1999 (conforme alterada), o registro contábil consistiu na constituição de uma provisão sobre o ágio a amortizar no montante que não se constitui benefício fiscal para a Companhia. O valor representativo do benefício fiscal ficou então registrado em contrapartida da reserva de ágio (reserva de capital) para recompor o resultado de cada período, será feita reversão da provisão na mesma proporção da amortização da parcela do ágio do respectivo período.

A seguir é apresentado o cronograma de realização do benefício fiscal:

11. Cauções e depósitos

A Companhia possui saldos de caução e depósito que garantem: Garantia de leilões de energia (Bradesco), Garantia de Dívidas (BNB), Garantias da concessão (Banco do Brasil). Abaixo apresentamos a composição do saldo:

Benefício fiscal - ágio incorporado 31.12.2019 31.12.2018

Ágio da incorporação 775.960 775.960

Amortização acumulada (684.974) (668.368)

Provisão sobre o ágio (429.364) (429.365)

Reversão da provisão sobre o ágio 369.064 358.104

Total 30.686 36.331

Não Circulante 30.686 36.331

31.12.2019 Percentual

Em 2020 5.166 17%

Em 2021 4.728 15%

Em 2022 4.327 14%

2022 em diante 16.465 54%

Total 30.686 100%

31.12.2019 31.12.2018

Instituição Tipo de Aplicação Não Circulante

Não

Circulante

Bradesco CDB 18 17

BNB CDB 14.544 29.347

Banco do Brasil Título do Tesouro EUA 9.401 9.200

Total 23.963 38.564


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12. Ativo indenizável (concessão)

O ativo financeiro indenizável da concessão corresponde à parcela estimada dos investimentos realizados na infraestrutura do serviço público que não será totalmente amortizada até o final da concessão. A Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do Poder Concedente, a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. A Companhia classifica os saldos do ativo financeiro da concessão como instrumentos financeiros “valor justo por meio de resultado”, pois o fluxo de caixa não é caracterizado apenas como principal e juros. O modelo de negócio da Companhia para este ativo é recuperar o investimento realizado, cuja valorização é baseada no valor novo de reposição (VNR), acrescido de correção monetária pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), de acordo com a Base de Remuneração Regulatória (BRR). Em 31 de dezembro de 2019 a movimentação dos saldos referentes ao ativo indenizável da Concessão está assim apresentada:

A concessão de distribuição da Companhia não é onerosa. Desta forma, não há obrigações financeiras fixas e pagamentos a serem realizados ao poder concedente.

13. Imobilizado

O imobilizado da distribuidora refere-se a bens que não estão vinculados a atividade de distribuição de energia elétrica, bem como aos direitos de uso de ativo arrendado conforme CPC 06 (R2) – Operações de arrendamento mercantil. Segue demonstrada abaixo a movimentação desses ativos:

31.12.2019 31.12.2018

Saldo Inicial 1.888.440 1.383.764

Transferências do ativo intangível 386.509 445.194

Marcação a mercado - ativo indenizável 97.178 59.482

Saldo Final 2.372.127 1.888.440

31.12.2018

Adoção inicial

IFRS 16

Depreciação/

Amortização Adição Remensuração Transferência Reclassificação 31.12.2019

Imobilizado em serviço

Terrenos 30 - - - - - - 30

Edif. Ob. Cívis e benfeitorias 9 - - - - - - 9

Máquinas e equipamentos 62.354 - - - (3.373) 2.416 - 61.397

Móveis e utensílios 50.665 - - - (64) 754 - 51.355

Subtotal 113.058 - - - (3.437) 3.170 - 112.791

Depreciação acumulada

Máquinas e equipamentos (44.517) - (4.708) - 3.371 - - (45.854)

Móveis e utensílios (29.712) - (2.830) - 9 - - (32.533)

Subtotal (74.229) - (7.538) - 3.380 - - (78.387)

Imobilizado em curso

Terrenos (19) - - - - - 19 -

Máquinas e equipamentos 4.159 - - 2.362 - (2.416) (1.070) 3.035

Móveis e utensílios 3.523 - - 779 - (754) 1.051 4.599

Subtotal 7.663 - - 3.141 - (3.170) - 7.634

Total do imobilizado 46.492 - (7.538) 3.141 (57) - - 42.038

Ativo de direito de uso

Terrenos - 485 (215) - (188) - - 82

Imóveis - 17.830 (5.874) 1.520 (4.816) - - 8.660

Veículos e outros meios de transporte - 1.724 (1.136) - - - - 588

Subtotal - 20.039 (7.225) 1.520 (5.004) - - 9.330

Total 46.492 20.039 (14.763) 4.661 (5.061) - - 51.368


30

As principais taxas de depreciação que refletem a vida útil dos ativos imobilizados anteriormente descritos, de acordo com a Resolução Aneel nº 674 de 11 de agosto de 2015, são as seguintes:

Os ativos imobilizados originados pela aplicação das normas contábil CPC 06 (R2) / IFRS 16 são amortizados em conformidade com vida útil definida em cada contrato.

14. Intangível

A Administração da Companhia entende que a amortização do ativo intangível deve respeitar a vida útil regulatória estimada de cada bem integrante da infraestrutura de distribuição, limitado ao prazo de concessão, de acordo com as regras definidas pela ANEEL para fins tarifários, bem

ADMINISTRAÇÃO %

Equipamento geral 6,25%

Equipamento geral de informática 16,67%

Edif. Ob. Cívis e benfeitorias 3,33%

Ativo de direito de uso

Prazo médio

contratual

remanescente

(anos)

Terrenos 2,01

Imóveis 0,72

Veículos e outros meios de transporte 0,62

31.12.2018

Custo

Amortização

acumulada

Obrigações

Especiais

Valor

Líquido

Valor

Líquido

Em Serviço

Direito de uso da concessão 4.787.679 (2.696.180) (286.953) 1.804.546 1.919.327

Software 288.513 (162.037) - 126.476 95.659

Total 5.076.192 (2.858.217) (286.953) 1.931.022 2.014.986

31.12.2019

Custo

Amortização

acumulada

Obrigações

Especiais

Valor

Líquido

Saldo em 31 de dezembro de 2017 4.453.578 (2.360.110) (354.500) 1.738.968

Baixas (40.356) 21.859 - (18.497)

Amortização - (250.230) 33.898 (216.332)

Transferência dos ativos contratuais 960.846 - - 960.846

Transferências para ativo indenizável (445.194) - - (445.194)

Reclassificações para o ativo imobilizado (5.060) 255 - (4.805)


Baixas (32.882) 20.310 - (12.572)

Amortização - (290.301) 33.898 (256.403)

Transferência dos ativos contratuais 571.769 - (249) 571.520

Transferências para ativo indenizável (386.509) - - (386.509)


Em Serviço


31

como para apuração do valor da indenização dos bens reversíveis no vencimento do prazo da concessão. Esse intangível é avaliado pelo custo de aquisição, deduzido de amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável. O valor residual de cada bem que ultrapassa o prazo de vencimento da concessão está alocado como ativo indenizável. Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2019, a transferência de parte do ativo intangível para o indenizável ocorreu pelo reconhecimento dos efeitos da conclusão do processo de revisão tarifária periódica (vide nota 3) em que a base de remuneração foi ajustada para refletir o laudo homologado pela Aneel. Adicionalmente, o aumento dos custos do intangível gerou um incremento de amortização. As principais taxas de amortização que refletem a vida útil regulatória, de acordo com a Resolução ANEEL nº 674 de 11 de agosto de 2015, são as seguintes:

15. Ativos contratuais

O ativo contratual (infraestrutura em construção) é o direito à contraprestação em troca de bens ou serviços transferidos ao cliente. Conforme determinado pelo CPC 47 - Receita de contrato com cliente, os bens vinculados à concessão em construção, registrados sob o escopo do ICPC 01 (R1) – Contratos da Concessão, devem ser classificados como ativo contratual (infraestrutura em construção) pois a Companhia terá o direito de (i) cobrar pelos serviços prestados aos consumidores dos serviços públicos ou (ii) receber dinheiro ou outro ativo financeiro, pela reversão da infraestrutura do serviço público, apenas após a transferência dos bens em construção (ativo contratual) para intangível da concessão. O ativo contratual (infraestrutura em construção) é reconhecido inicialmente pelo valor justo na data de sua aquisição ou construção, o qual inclui custos de empréstimos capitalizados. A Companhia agrega, mensalmente, os juros incorridos sobre empréstimos, financiamentos ao custo de construção da infraestrutura registrada no ativo contratual, considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) os juros são capitalizados durante a fase de construção da infraestrutura; (b) os juros são capitalizados considerando a taxa média ponderada dos empréstimos vigentes na data da capitalização; (c) os juros totais capitalizados mensalmente não excedem o valor do total das despesas mensais de juros; e (d) os juros capitalizados são amortizados considerando os mesmos critérios e vida útil determinados para o ativo intangível aos quais foram incorporados. Os juros foram capitalizados a uma taxa média de 9,37% a.a no exercício findo em 31 de dezembro de 2019 e 9,61%a.a no exercício findo em 31 de dezembro de 2018.

DISTRIBUIÇÃO %

Condutor de tensão inferior a 69kv 3,57%

Estrutura poste 3,57%

Transformador de distribuição aéreo 4,00%

Transformador de força 2,86%

Conjunto de medição (tp e tc) 4,35%

Painel 3,57%

Regulador de tensão inferior a 69kv 4,35%

Software 20,00%


32

A reclassificação de R$ 10.567 corresponde ao valor de ultrapassagem de demanda e excedente de reativo constituído no período de novembro de 2014 a abril de 2015 (durante o 4º ciclo de revisão tarifária da Companhia), o qual foi reclassificado para passivo financeiro setorial (vide nota 9). Na revisão tarifária da Companhia, a ANEEL homologou o saldo total constituído durante todo o ciclo e o mesmo está sendo subtraído da parcela B para que seja devolvido/amortizado pela Companhia nos próximos 4 anos.

16. Fornecedores e outros contas a pagar

31.12.2018

Custo

Obrigações

Especiais

Valor

Líquido

Valor

Líquido

Em Curso

Direito de uso da concessão 708.110 (255.833) 452.277 295.782

Software 68.780 - 68.780 64.279

Total 776.890 (255.833) 521.057 360.061

31.12.2019

Custo

Obrigações

Especiais

Valor

Líquido

Saldo em 31 de dezembro de 2017 644.624 (209.687) 434.937

Adições 906.623 (39.318) 867.305

Capitalização de juros de empréstimos 18.665 - 18.665

Transferências (960.846) - (960.846)


Adições 729.342 (17.644) 711.698

Reclassificação - 10.567 10.567

Capitalização de juros de empréstimos 10.251 - 10.251

Transferências para ativo intangível (571.769) 249 (571.520)


Em Curso

31.12.2019 31.12.2018

Suprimento de energia

Compra de Energia 479.625 361.882

Compra de Energia com partes relacionadas 1.242 661

Encargo de Uso da Rede 39.965 39.818

Encargo de Uso da Rede com partes relacionadas 360 496

Materiais e serviços 308.398 269.173

Materiais e serviços com partes relacionadas 37.133 30.567

866.723 702.597

Circulante 866.723 702.597


33

17. PIS/COFINS a serem restituídos a consumidores

O STF decidiu em março de 2017 o tema 69 da repercussão geral e confirmou a tese de que o ICMS não compõe a base de cálculo para a incidência do PIS e da COFINS. A União Federal apresentou embargos de declaração que estão pendentes de julgamento, buscando a modulação dos efeitos e alguns esclarecimentos. A Companhia possui uma ação judicial e foi cientificada em abril de 2019 do trânsito em julgado da decisão proferida pelo Tribunal Regional Federal da 5ª Região, reconhecendo o seu direito à exclusão do ICMS das bases de cálculo do PIS e da COFINS a partir de maio de 2001. Amparada nas avaliações de seus assessores legais e melhor estimativa, a Companhia constituiu ativo de PIS e de COFINS a recuperar de R$ 1.449.864 e passivo de R$ 1.420.867 (vide nota 8), por entender que os montantes a serem recebidos como créditos fiscais deverão ser repassados aos consumidores nos termos das normas regulatórias do setor elétrico. A Companhia adotará os procedimentos de recuperação do crédito tributário de acordo com as previsões legais. O repasse aos consumidores dependerá do efetivo aproveitamento do crédito tributário pela Companhia e será efetuado conforme normas regulatórias da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, em uma expectativa de 45 meses. A partir de maio de 2019, em conformidade com a decisão transitada em julgado, a Companhia passou a calcular os valores a recolher de PIS e da COFINS sem a inclusão do ICMS nas referidas bases de cálculo. Abaixo demonstramos os impactos do referido registro:

O valor do passivo a restituir aos consumidores está liquido dos custos incorridos e a incorrer durante o período abrangido pela ação, e será objeto de compensação com os valores a restituir aos consumidores.

Nota 31.12.2019

Ativo circulante

PIS/COFINS - consumidores a restituir - tributo a compensar 8 102.703

Ativo não circulante

PIS/COFINS - consumidores a restituir - tributo a compensar 8 1.347.161

Passivo circulante

PIS/COFINS - consumidores a restituir 17 102.703

Passivo não circulante

PIS/COFINS - consumidores a restituir 17 1.318.164

Resultado

Receita operacional bruta

PIS/COFINS - consumidores a restituir (894.659)

PIS/COFINS - consumidores a restituir - tributo a compensar 894.659

Receita financeira

(+) PIS/COFINS - consumidores a restituir - tributo a compensar 555.205

(-) PIS/COFINS - consumidores a restituir (555.205)


34

18. Obrigações fiscais

a) O saldo em 31 de dezembro de 2019 é composto por provisões para imposto de renda de R$37.334 e contribuição social de R$40.243 a pagar, líquidas das antecipações efetuadas no montante total de R$59.627, sendo R$31.341 de imposto de renda e R$28.286 de contribuição social.

b) O ICMS da Companhia é apurado e recolhido mensalmente, conforme Decreto nº 24.569/97. No 3º dia útil de cada mês, a área responsável pelo faturamento envia todos os relatórios do faturamento mensal do mês anterior, para que a área tributária realize a apuração do ICMS e o recolhimento no dia 20 do próprio mês.

c) A Companhia aderiu em 30 de setembro de 2009 o REFIS IV (Lei n° 11.941/2009) nos montantes de RS 25.075 e R$ 20.692 sem redução e com redução respectivamente referentes a débitos federais previdenciários e tem como saldo a pagar no curto prazo em 31 de dezembro de 2019 o montante de R$ 1.513 (saldo de R$1.696 em 31 de dezembro de 2018) e no longo prazo o montante de R$ 5.798 (Saldo de R$ 8.197 em 31 de dezembro de 2018), tendo sua última parcela a ser paga será em dezembro de 2022 atualizada pela SELIC.

Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total

Imposto de renda - IRPJ e contribuição social - CSLL a pagar (a) 17.950 - 17.950 3.298 - 3.298

Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços - ICMS (b) 125.040 - 125.040 91.035 - 91.035

REFIS IV - Federal (Previdenciário) (c) 1.513 5.798 7.311 1.696 8.197 9.893

Contribuição para financiamento da seguridade social - COFINS 23.023 - 23.023 17.644 - 17.644

Programa de integração social - PIS 5.111 - 5.111 3.816 - 3.816

Imposto sobre serviços - ISS 2.977 - 2.977 2.356 - 2.356

PIS/COFINS/IRRF/CS (Retidos na Fonte) 8.056 - 8.056 7.094 - 7.094

Outros tributos e contribuições 2.250 - 2.250 1.962 - 1.962

Total 185.920 5.798 191.718 128.901 8.197 137.098

31.12.2019 31.12.2018

31.12.2019

REFIS IV

FEDERAL

Saldo inicial 9.893

(-) Pagamentos (1.544)

(+) Atualização (1.038)

Saldo final 7.311

Circulante 1.513

Não circulante 5.798

Total do passivo 7.311


35

19. Empréstimos e financiamentos

A seguir é apresentada a movimentação dos empréstimos e financiamentos:

Em 07 de março de 2019, a Companhia adquiriu uma dívida (debêntures 7ª Emissão) com

custo menor, e com isso foi realizado o pré-pagamento da nota promissória 10º emissão no dia 1º de abril de 2019 e também o pré-pagamento dos contratos com o BNDES 2014 no dia 15 de julho de 2019.

Em julho de 2019, a Companhia realizou o pagamento antecipado das operações de repasse do BNDES contraídas em 2014 (montante total de R$ 110.000, com vida média de 1,38 e custos atrelados a TJLP e Selic, com spreads de 1,30% a 2,30%), com o objetivo de otimizar os gastos financeiros. Para isto, foram emitidas debêntures simples no valor de R$ 350.000, com prazo de 4 anos, e custo de CDI + 0,50% a.a. (o diferencial de custos entre a nova operação e as operações pagas antecipadamente absorverá o custo de pré-pagamento de cerca de R$ 2.000, assegurando benefícios econômicos para a Companhia vide nota explicativa no 32 para os custos de pré-pagamento).

31.12.2019 31.12.2018 Início Vencimento

Tipo de

Amortização Taxas

Moeda estrangeira:

União Federal – Bônus de Desconto 4.635 4.455 15/08/1997 11/04/2024 Ao Final USD + Libor + 1,0125% a.a.

União Federal – Bônus ao Par 6.686 6.419 15/08/1997 11/04/2024 Ao Final USD + 6,2% a.a.

BNP 4131 287.277 - 17/12/2019 17/12/2020 Ao Final USD + 2,74% a.a.

Total moeda estrangeira 298.598 10.874

Moeda nacional:

Financiamentos

Eletrobrás 14.298 21.413 03/03/2000 30/09/2023 Mensal 6,95% a.a.

Banco do Nordeste – FNE - 5.327 29/12/2004 15/03/2019 Mensal 10% a.a.

BNDES FINAME (Capex 2012-2013) 14.441 18.567 28/08/2013 15/06/2023 Mensal 3,00% a.a.

BNDES FINEM (Capex 2012-2013) A 6.758 20.208 28/08/2013 15/06/2020 Mensal TJLP + 2,8% a.a.

BNDES FINEM (Capex 2012-2013) B 6.760 20.215 28/08/2013 15/06/2020 Mensal TJLP + 3,8% a.a.

BNDES FINEM (Capex 2012-2013) F 251 499 28/08/2013 15/12/2020 Mensal TJLP

BNDES (Capex 2014-2015) A - 53.181 28/12/2015 15/12/2021 Mensal TJLP + 3,1% a.a.

BNDES (Capex 2014-2015) B - 64.887 28/12/2015 15/12/2021 Mensal SELIC + 3,18% a.a.

BNDES (Capex 2014-2015) FINAME - 10.832 28/12/2015 15/12/2023 Mensal 9,50% a.a.

Empréstimos

Itaú CCB - 50.946 20/03/2014 20/03/2019 Anual 112%CDI

Banco do Brasil (BB Agropecuário) - 75.670 12/11/2014 07/11/2019 Semestral 107% CDI

Nota Promissória -9ª emissão - 157.909 15/03/2018 15/03/2019 Bullet 104.9% CDI

BNB II 342.742 264.061 29/03/2018 15/04/2028 Mensal IPCA + 2,18% a.a.

Empréstimos e financiamentos com partes relacionadas

Enel Finance International N.V. - 300.627 18/12/2018 18/12/2019 Bullet 8,05% a.a.

Total moeda nacional 385.250 1.064.342

Total de empréstimos e financiamentos 683.848 1.075.216

Resultado das operações de Swap 15.399 (86)

699.247 1.075.130

Circulante 342.118 673.973

Não circulante 341.730 401.243

683.848 1.075.216

Circulante Não circulante Circulante Não circulante

Saldo em 31 de dezembro de 2018 673.858 390.484 115 10.759

Captações 200.000 79.445 300.000 -

Encargos provisionados 46.759 - 870 -

Encargos pagos (56.986) - (575) -

Variação monetária e cambial - 10.971 (13.029) 458

Transferências 150.376 (150.376) 11 (11)

Amortizações (959.281) - - -

Saldo em 31 de dezembro de 2019 54.726 330.524 287.392 11.206

Moeda Nacional Moeda Estrangeira


36

Em 17 de dezembro de 2019, a Companhia contratou uma operação na modalidade de 4131 com o banco BNP no montante de R$ 300.000 devido à necessidade de capital de giro com vencimento em 17 de dezembro de 2020.

A seguir são apresentadas as condições contratuais:


37

Nas operações de financiamento com recursos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES e nos empréstimos com Itaú CCB, Eletrobrás e BNP a Companhia comprometeu-se a cumprir as seguintes obrigações, durante a vigência dos contratos, as quais foram atendidas de forma apropriada em 31 de dezembro de 2019:

Contratos Objeto

Valor

contratado

Plano de

Investimento Desembolsado Garantias

Financiamentos

BNDES (Capex 2012-2013) Financiamento do CAPEX 217.185 2012/2013 89% Recebíveis

Eletrobrás Luz Para Todos 134.085 2004 86% Recebíveis e nota promissória

Banco do Nordeste – FNE FNE/PROINFRA 106.187 2011 100% Recebíveis, fiança bancária e conta reserva

Empréstimos

Refinanciamento dívida * 3.001 - 100% Recebíveis e conta reserva

BB Agropecuário e Aditivo II Capital de giro 300.000 - 100% N/A

BNB II Financiamento de projetos de ampliação e modernização 260.906 2018/2019 77% Fiança bancária, conta reserva e cessão Fiduciária

Enel Finance Internation N.V. Capital de giro 300.000 - 100% N/A

Nota Promissória -9ª emissão Capital de giro 150.000 - 100% N/A

Nota Promissória -10ª emissão Capital de giro 200.000 - 100% N/A

BNP 4131 Capital de giro 300.000 - 100% N/A

*Valor em reais convertido pela taxa do dia da liberação 1,0808

Bônus de Desconto e Bônus ao Par

Contratos Obrigações Especiais Financeiras Limite

Periodicidade

de Apuração

dos Índices

BNDES Endividamento financeiro líquido / LAJIDA (máximo) 3,50 Anual

BNDESEndividamento financeiro líquido / Endividamento financeiro líquido +

Patrimônio líquido (máximo)0,60 Anual

Eletrobrás Dívida financeira líquida / LAJIDA (máximo) 3,00 Anual

BNP 4131 Dívida financeira líquida / LAJIDA (máximo) 3,50 Trimestral


38

BNDES

LAJIDA é o lucro líquido antes do resultado financeiro, Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o lucro, depreciação e amortização.

Endividamento Financeiro Liquido é o Endividamento bancário de curto prazo mais Endividamento Bancário Longo Prazo menos o Disponível e Aplicações Financeiras (caixa e equivalente e títulos e valores mobiliários).

Eletrobrás

Dívida Financeira Líquida considera o endividamento total;

LAJIDA para fins de cálculo dessa obrigação significa o lucro líquido antes do resultado financeiro, Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o lucro, depreciação e amortização.

BNP 4131

Dívida Financeira Líquida considera o endividamento total reduzindo o valor de caixa e equivalentes de caixa;

LAJIDA para fins de cálculo dessa obrigação significa Lucro antes do resultado financeiro, impostos, depreciação, amortização, provisões para contingências e para devedores duvidosos.

A curva de amortização dos empréstimos e financiamentos do passivo não circulante se apresenta da seguinte forma:

20. Debêntures

Em 31 de dezembro de 2019 as debêntures são simples e não conversíveis em ações. Segue disposta a movimentação das debêntures no exercício findo em 31 de dezembro de 2019:

2021 2022 2023 2024 2025 Após 2025

Total não

Circulante

51.102 49.114 45.951 53.750 42.544 99.269 341.730

31.12.2019

31.12.2019 31.12.2018 Emissão Inicial Final Remuneração

Tipo de

amortização

Quantidade

de títulos

1ª Série 5ª emissão 350.712 350.876 15/12/2017 15/12/2021 15/12/2022 CDI+0,80% a.a Anual 350.000

2ª Série 5ª emissão 161.981 155.835 15/12/2017 15/12/2023 15/12/2024 IPCA + 6,001% a.a. Anual 150.000

1ª Série 6ª emissão 40.084 40.102 15/06/2018 15/06/2023 15/06/2023 CDI+0,95% a.a Bullet 40.000

2ª Série 6ª emissão 286.906 277.416 15/06/2018 15/06/2024 15/06/2025 IPCA + 6,20% a.a. Anual 270.000

1ª Série 7ª emissão 355.632 - 07/03/2019 15/03/2022 15/03/2023 CDI+0,5% a.a Anual 350.000

2ª Série 7ª emissão 319.328 - 07/03/2019 15/03/2024 15/03/2024 IPCA + 4,50% a.a. Bullet 300.000

(-) Custo de transação (14.056) (11.088)

Total de debêntures 1.500.587 813.141

Circulante 18.610 1.761

Não circulante 1.481.977 811.380

1.500.587 813.141

Vencimento


39

Em 07 de março de 2019, a Companhia realizou a 7ª emissão de 650.000 debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, totalizando R$ 650.000, divididas em duas séries: 1ª série, de R$ 350.000 e 2ª série de R$ 300.000. O recurso foi utilizado para reperfilamento da dívida da Companhia, liquidando operações com custo mais alto (BNDES e 10ª emissão de Notas Promissórias) de forma a diminuir as despesas anuais e auxiliar na implementação do programa de investimentos da Companhia. De acordo com a escritura de emissão das debêntures, a Companhia está sujeita à manutenção de determinados índices financeiros, calculados trimestralmente, com base em suas demonstrações (informações) contábeis. Em 31 de dezembro de 2019, a Companhia cumpriu com os referidos índices.

Dívida Financeira Líquida considera o endividamento total, reduzido do valor de caixa e equivalente de caixa; LAJIDA para fins de cálculo dessa obrigação significa Lucro antes do resultado financeiro, impostos, depreciação, amortização, provisões para contingencias, para devedores duvidosos e baixas de títulos incobráveis. (Últimos 12 meses).

A curva de amortização das debentures do passivo não circulante se apresenta da seguinte forma:

Circulante Não circulante Total

Em 31 de dezembro de 2018 1.761 811.380 813.141

Atualização monetária - 23.564 23.564

Captações - 650.000 650.000

Encargos provisionados 81.964 - 81.964

Encargos pagos (65.115) - (65.115)

Constituição custo de transação - (5.555) (5.555)

Apropriação custo de transação - 2.588 2.588

Em 31 de dezembro de 2019 18.610 1.481.977 1.500.587

1ª Série e 2ª Série (5ª, 6ª e 7ª emissão)

Obrigações especiais financeiras Limite

Dívida financeira líquida / LAJIDA (máximo) 3,50

2021 2022 2023 Após 2023 Total

1ª Série 5ª emissão 175.000 175.000 - - 350.000

2ª Série 5ª emissão - - 86.588 75.000 161.588

1ª Série 6ª emissão - - 40.000 - 40.000

2ª Série 6ª emissão - - - 286.188 286.188

1ª Série 7ª emissão - 175.000 175.000 - 350.000

2ª Série 7ª emissão - - - 308.257 308.257

(-) Custo de transação (3.615) (3.615) (3.615) (3.211) (14.056)

Total a amortizar 171.385 346.385 297.973 666.234 1.481.977


40

21. Obrigações por Arredamentos

Conforme detalhado na nota explicativa nº 2.1, a Companhia adotou o CPC 06 (R2) - Arrendamentos em uma abordagem de transição simplificada que consiste em não apresentar os saldos comparativos para o ano anterior. Para todos os contratos de arrendamento, a Companhia reconheceu ativos representando o direito de uso e passivos de arrendamento. Os contratos com prazo inferiores a doze meses ou com valor do ativo subjacente não significativo não foram analisados dentro do escopo CPC 06 (R2)/IFRS 16 conforme expediente prático determinado pela norma em questão. Em 18 de dezembro de 2019, a Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) emitiu o ofício circular CVM/SNC/SEP/nº 02/2019, contendo informações acerca dos seguintes assuntos: (i) Aspectos Conceituais do CPC 06 (R2); (ii) Taxa Incremental de Empréstimos – IBR; (iii) PIS e COFINS a recuperar – Tratamento Contabil; (iv) PIS e COFINS embutidos no Passivo de Arrendamento – Tratamento Contábil; e (v) Evidenciação – Nota Explicativa. A Companhia avaliou os assuntos abordados no ofício em questão, e concluiu que: (i) as políticas contábeis acerca do tratamento contábil de contratos de arrendamentos estão em consonância àquilo que é requerido pelo CPC 06 (R2)/IFRS 16, a taxa incremental de empréstimos – IBR é determinada com informações prontamente observáveis e ajustadas à realidade da Companhia, os fluxos projetados não consideram efeitos inflacionários, conforme orientado pelos pronuciamentos em questão; e (ii) a Companhia não apresenta obrigações de arrendamentos líquidos de PIS e COFINS, adicionalmente, os créditos de PIS e COFINS oriundos de contratos de arrendamentos não apresenta materialidade suficiente que ensejariam uma apresentação específica. Em atendimento ao oficio, o quadro abaixo proporciona os inputs mínimos necessários para que os efeitos inflacionários sejam adicionados à informação divulgada. Os saldos em 31 de dezembro de 2019 das obrigações por arrendamentos são demonstrados como segue:

A curva de amortização das obrigações por arrendamentos do passivo não circulante se apresenta da seguinte forma:

31.12.2019

Valor Nominal

31.12.2019

Média ponderada de

meses remanescentes Tipo de Amortização Encargos Financeiros

Obrigações por arrendamento:

Terrenos 174 177 0,72 Mensal De 4,01% a 7,11% a.a.

Imóveis 10.068 10.865 2,01 Mensal De 4,01% a 12,71% a.a.

Veículos e outros meios de transporte 784 800 0,62 Mensal 8,97% a.a.

Total 11.026 11.842


Não circulante 3.242 3.595

11.026 11.842

Principal Juros Total

2021 2.071 (182) 1.889

2022 895 (72) 823

2023 202 (45) 157

2024 158 (32) 126

2025 em diante 269 (22) 247

3.595 (353) 3.242

Não circulante


41

A seguir é demonstrada a movimentação das obrigações por arrendamentos:

22. Taxas Regulamentares

Os valores apresentados no passivo não circulante, são exclusivamente programas de pesquisa e desenvolvimento e programas de eficiência energética.

(a) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a universalização do serviço de energia elétrica. Conforme previsto na Resolução Homologatória nº 2.521, de 20 de março de 2019, o período de vigência da cobrança do encargo CDE-ACR se encerrou no mês de agosto de 2019. O saldo apresentado refere-se ao montante não compensado contabilmente proveniente de decisão liminar conforme comentado na nota 7.

Circulante Não circulante Total

Saldo em 31 de dezembro de 2018 - - -

Adoção inicial - CPC 06 (R2) 8.855 11.184 20.039

Adições - 1.520 1.520

Remensuração (5.004) - (5.004)

Pagamentos (6.639) - (6.639)

Transferências 9.462 (9.462) -

Encargos provisionados 1.110 - 1.110

Saldo em 31 de dezembro de 2019 7.784 3.242 11.026

Moeda Nacional

31.12.2019 31.12.2018

Conta de desenvolvimento energético - CDE (Vide nota 7) (a) 311.830 337.125

Encargos emergenciais 2.467 2.467

P&D e Eficiência Energética 87.637 78.823

Conta centralizadora de recursos de bandeira tarifária - CCRBT 10.223 25.598

Outros 1.378 1.463

Total 413.535 445.476

Circulante 341.208 377.012



42

23. Partes relacionadas

Intangível

Ativo

circulante

Passivo

circulante

Passivo

não

circulante

IntangívelAtivo

circulante

Passivo

circulante

Passivo

não

circulante

31.12.2019 31.12.2018 31.12.2018

Fundação Coelce de Seguridade Social - FAELCE Até o final da concessão - 2.284 94.773 1.647 - 2.377 112.102 (4.735) (10.240) 1.251

ENEL X Brasil S.A.Setembro de 2018 a

dezembro de 2019119 - - - 109 - - 1.456 1.062 -

ENEL X Brasil S.A.Setembro de 2018 a

dezembro de 2019- 875 - - - 3.333 - (2.999) (11.592) -

ENEL CIEN S.A. - - - - - 58 - - 135 -

ENEL Distribuição Rio - AMPLA - - - - - - - -

ENEL Green Power Projetos I S.A. - - - - 178 5 - - - -

ENEL Green Power Brasil - - - - - 213 - - - -

ENEL Geração Fortaleza - CGTF - - - - - 23 - - 80 -

ENEL Green Power Cachoeira Dourada S.A. - - - - - 23 - - - -

ENEL Distribuição Goiás - CELG D 2.233 - - - - - - - - -

ENEL Brasil S.A. - 19.284 - - - - - - - -

ENEL Green Power Projetos I S.A. - 629 - - - 576 - (7.328) (7.503) -

ENEL Geração Fortaleza - CGTF - - - - - - - (1.127.315) (1.022.944) -

ENEL Green Power Paranapanema - 77 - - - 85 - (887) (1.073) -

ENEL Green Power Mourão - 22 - - - - - (250) - -

ENEL Green Power Cabeça de Boi S.A. - 130 - - - - - (666) - -

ENEL Green Power Fazenda S.A. - 50 - - - - - (446) - -

ENEL Green Power Cristalândia I Eólica S.A. - - - - - - - (161) - -

ENEL Green Power Cristalândia II Eólica S.A. - - - - - - - (322) - -

ENEL Green Power Salto Apiacas S.A. - 128 - - - - - (1.099) - -

ENEL Green Power Morro do Chapéu I Eólica S.A. - 107 - - - - - (946) - -

ENEL Green Power Morro do Chapéu II Eólica S.A. - 99 - - - - - (877) - -

ENEL CIEN S.A. Até o final da concessão - 360 - - - 496 (3.429) (3.899) -

Consumo Próprio ENEL Geração Fortaleza - CGTF Até o final da concessão 1 - 94

Venda de energia excedente- MVE ENEL Green Power Projetos I S.A.Fevereiro de 2019 a

Dezembro 20199.689 - - - - - - 104.406 - -

ENEL Brasil S.ADezembro de 2018 a

dezembro de 2019- 61.219 - - - 53.910 - - - -

ENEL Brasil S.A Abril de 2028 - 491 - - - - - (491) - -

ENEL Finance International N.V.Dezembro de 2018 a

dezembro de 2019- - - - - 300.627 - (23.471) (627) -

ENEL SPA 670 - - - 442 - - 227 443 -

CODENSA - 71 (71)

ENEL AMERICAS - 53 (53)

ENEL Global Infrastructure and Network - 1.845 - - - - - (1.845) - -

ENEL Itália - 34 - - - 3.546 - - - -

ENEL distribuizione SPA - - - - - 2.616 - - - -

ENEL Iberoamérica - 899 - - - - - - - -

ENEL Distribuição Rio - AMPLA 31 2.447 - - 698 407 - - - -

ENEL Distribuição São Paulo - ELETROPAULO 45 5.951 - - - - - - - -

ENEL CIEN S.A. 200 - - - - - - - - -

ENEL Distribuição Goiás - CELG D - - - - - 1.225 - - - -

ENEL Green Power Cachoeira Dourada S.A. 75 1.167 - - - - - - - -

ENEL Geração Fortaleza - CGTF - 3.820 - - - - - - - -

ENEL Green Power Projetos I S.A. 147 - - - - - - - - -

ENEL Green Power Brasil Participações LTDA - 45 - - - - - - - -

ENEL Brasil S.A. 50 642 - - - 22.773 - - (12.148) -

13.260 102.729 94.773 1.647 1.427 392.293 112.102 (1.071.208) (1.068.306) 1.251

(-) Benefícios pós-emprego - 2.284 94.773 1.647 - 2.377 112.102 (4.735) (10.240) 1.251

13.260 100.445 - - 1.427 389.916 - (1.066.473) (1.058.066) -

31.12.2019 Receita (Despesa)31.12.2018

Encargo de uso do sistema de transmissão

Mútuo (*)

Compartilhamento de Recursos Humanos

e Infraestrutura entre as partes

relacionadas, conforme DESPACHO N°

338, de 06 de fevereiro de 2019.

Fevereiro de 2024

Comissão de Fiança

Manutenção de licenças dos sistemas

Nostrum, Oracle, SAP e também serviços

associados ao projeto de telemando

Compartilhamento de recurso

especializado para gerenciamento e apoio

operacional.

Até o final da concessão

Dividendos

Suprimento de energia - CCEAR Até o final da concessão

TOTAL DE PARTES RELACIONADAS

Até o final da concessão

Compartilhamento das despesas de

infraestrutura condominial e de informática

e telecomunicações, pelo critério

regulatório de rateio, nos termos do artigo

12 da Resolução ANEEL nº 699/2016.

Fevereiro de 2024

Prestação de serviços de desenvolvimento

Benefícios pós-emprego

Natureza da transação Parte relacionada Vigência

Agente de arrecadação e vendas em

faturas


43

A seguir são apresentados os detalhes dos mútuos que foram referenciados (*):

Segue movimentação dos mútuos com partes relacionadas:

Remuneração da administração A remuneração total do Conselho de Administração e dos administradores da Companhia nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 está demonstrada a seguir. A Companhia não possui remuneração baseada em ações e mantém, ainda, benefícios usuais de mercado para rescisões de contratos de trabalho.

24. Obrigações com benefícios pós-emprego

A Companhia é patrocinadora de fundo de pensão, administrado pela Fundação Coelce de Seguridade Social - FAELCE, entidade fechada de previdência privada complementar, pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos. Os planos administrados pela Companhia têm as seguintes principais características: a) Plano de Contribuição Definida (CD) A Companhia contribui mensalmente na mesma proporção do participante. O valor da contribuição varia em função da remuneração, tendo seu cálculo definido com base nas alíquotas 2,5%, 4,0% e 9,0%, aplicadas “em cascata”. b) Plano de Benefício Definido (BD) Tem o regime financeiro de capitalização para os benefícios de aposentadoria, pensão e auxílios. O custeio do plano de benefícios é coberto por contribuições dos participantes e da

Encargo Principal Encargo Principal

Empréstimos com partes relacionadas

Enel Finance International N.V. - - - 627 300.000 -

Total de Empréstimos com partes relacionadas - - - 627 300.000 -

31.12.2019 31.12.2018

Efeito no resultados dos encargos 23.471 627

Enel Finance International N.V. 23.471 627

Total de efeito no resultados dos encargos

31.12.2019 31.12.2018

Circulante CirculanteNão

circulante

Não

circulante

Enel Finance International N.V.

Saldo em 31 de dezembro de 2018 300.627

Amortização (300.000)

Encargos provisionados 23.471

Encargos pagos (24.098)

Saldo em 31 de dezembro de 2019 -

31.12.2019 31.12.2018

Benefícios de curto prazo (salários / encargos / benefícios / bônus) 5.585 6.034

Benefícios pós-emprego (previdência - contribuição definida) 107 188

Outros benefícios de longo prazo (bônus diferido - incentivo de longo prazo) (813) 402

Total 4.879 6.624


44

patrocinadora. Para o Plano BD a Companhia contribui mensalmente com a taxa de 4,40% da folha de remuneração de todos os seus empregados e dirigentes participantes, para cobertura do custo normal. Além desse percentual, a patrocinadora é responsável pelo pagamento das despesas administrativas da atividade previdenciária da referida entidade. Os benefícios do plano compreendem: Complementação de aposentadoria por invalidez, tempo de contribuição, idade, aposentadoria especial, auxílio reclusão, pensão por morte e abono anual. c) Plano de assistência médica O plano de saúde, administrado pela Unimed Fortaleza, é regido por contrato que prevê cláusula de reajuste periódico das contribuições ao plano em função da sinistralidade da Companhia. O custeio é determinado per capita com base em tabela, segregada em 10 faixas etárias, de acordo com o critério permitido pela Agência Nacional de Saúde Suplementar (ANS). O plano pode ser segregado em 3 grupos distintos e que compartilham a mesma apólice: Ativos - o plano é extensivo aos empregados e seus dependentes. O custo cobrado pela

administradora do plano é parcialmente coberto pela Companhia, observada a proporção contributiva estipulada em função de faixa salarial atingida. Pelo fato de serem contributivos por empregado, geram benefício de permanência vitalícia após 10 anos de vínculo, conforme Lei no 9.656/1998; Aposentados Lei no 9.656/1998 - grupo que exerceu o direito de permanência no plano,

desde que mantido às próprias expensas, conforme Lei no 9.656/1998. O custo é cobrado diretamente pela Unimed, administradora do plano, conforme as regras do plano; Aposentados Especiais - grupo fechado de aposentados e seus dependentes, custeados

parcialmente pela Companhia (60%), decorrente de negociação, ratificada através de acordo coletivo. d) Benefício de pagamento da multa do FGTS na aposentadoria Nos casos de aposentadoria em qualquer das categorias, havendo extinção do contrato de trabalho, fica assegurado ao empregado o recebimento da multa equivalente a 40% do saldo do FGTS para fins rescisórios nos termos dos Atos das Disposições Constitucionais Transitórias. Atualmente os planos BD e CD apresentaram um superávit atuarial total de R$ 200.251 em 31 de dezembro de 2019. Os planos de assistência médica e FGTS para dezembro de 2019 apresentaram um passivo total de R$ 97.057 (R$ 114.479 em 31 de dezembro de 2018) atestado por avaliação independente. e) Movimentações atuariais

Benefício DefinidoContribuição

DefinidaPlano Médico

FGTS na

aposentadoriaTotal

Saldos em 31 de dezembro de 2018 - - 77.737 36.742 114.479

Custo do serviço corrente 188 125 - 1.211 1.524

Custos do serviço passado - - - (5.751) (5.751)

Custo dos juros líquidos (92) (14) 6.869 2.198 8.961

Contribuições reais do empregador (10.221) (236) (4.502) (3.425) (18.384)

Perdas (ganhos) sobre a obrigação atuarial 10.125 125 (6.807) (7.215) (3.772)

Saldos em 31 de dezembro de 2019 - - 73.297 23.760 97.057

Circulante - 2.284 2.284

Não Circulante 73.297 21.476 94.773


45

Conciliação dos saldos de abertura e fechamento do valor presente da obrigação

Conciliação dos saldos de abertura e fechamento do valor justo dos ativos dos

planos

Conciliação de abertura e fechamento do efeito de teto do ativo de benefício

definido

Conciliação do valor presente da obrigação e do valor dos ativos dos planos, com

os ativos e os passivos reconhecidos no balanço patrimonial

31.12.2019 31.12.2018

Valor presente da obrigação atuarial no início do exercício 1.195.169 1.133.948

Custo dos serviços correntes 1.525 2.044

Custos do serviço passado (5.751) -

Contribuição de participantes do plano 1.913 1.972

Custos dos juros 102.978 105.387

Benefícios pagos pelo plano (89.683) (93.665)

Perdas (ganhos) atuariais sobre a obrigação atuarial 158.488 45.483

Valor presente da obrigação atuarial ao final do exercício 1.364.639 1.195.169

31.12.2019 31.12.2018

Valor justo dos ativos do plano no inicio do exercício 1.163.874 1.191.046

Retorno esperado dos ativos do plano 101.965 113.146

Contribuições recebidas de participantes do plano 1.913 1.972

Contribuições recebidas do empregador 18.385 20.970

Benefícios pagos pelo plano (89.683) (93.665)

Ganhos (perdas) atuarias sobre os ativos do plano 271.379 (69.595)

Valor justo dos ativos do plano ao final do exercício 1.467.833 1.163.874

31.12.2019 31.12.2018

Efeito do teto de ativo não reconhecido no inicio do exercício 83.184 158.738

Juros sobre o efeito do teto de ativo não reconhecido 7.947 15.955

Variação no teto de ativo não reconhecido no exercício corrente 109.120 (91.509)

200.251 83.184


46

Despesa reconhecida nas demonstrações do resultado

Categoria principal de ativos que cada plano representa do valor justo do total dos

ativos dos planos

Valores totais reconhecidos em outros resultados abrangentes

31.12.2019 31.12.2018

Valor presente das obrigações atuariais 1.364.639 1.195.169

Valor justo dos ativos (1.467.833) (1.163.874)

Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos

ativos (103.194) 31.295

Efeito do limite para reconhecimento do ativo 200.251 83.184

(Ativo) passivo atuarial líquido 97.057 114.479

(Ativo) passivo atuarial líquido apurado 97.057 114.479



31.12.2019 31.12.2018

Custo do serviço corrente bruto 1.525 2.044

Custos do serviço passado (5.751) -

Custo do serviço líquido (4.226) 2.044

Juros sobre a obrigação atuarial 102.979 105.387

Rendimento esperado dos ativos no ano (101.965) (113.146)

Juros sobre o efeito do teto de ativo não reconhecido 7.947 15.955

Juros líquidos sobre o passivo 8.961 8.196

Total reconhecido na DRE 4.735 10.240

31.12.2019 % 31.12.2018 %

Renda fixa 1.219.811 83,10% 965.069 82,92%

Renda variável 80.714 5,50% 57.054 4,90%

Investimentos imobiliários 127.434 8,68% 99.397 8,54%

Outros 39.874 2,72% 42.354 3,64%

Total do valor justo dos ativos do plano 1.467.833 100% 1.163.874 100%

31.12.2019 31.12.2018

(Ganho)/Perda sobre as obrigações atuariais 158.488 45.483

(Ganho)/Perda sobre os ativos (271.379) 69.595

Variação na restrição de reconhecimento do ativo 109.119 (91.507)

Montante reconhecido no exercício em ORA (3.772) 23.571


47

Premissas biométricas adotadas As principais premissas adotadas pelo atuário independente para a realização do

cálculo foram:

Despesa esperada para o exercício de 2020

Análise de sensibilidade

25. Provisão para processos judiciais e outros

A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de seus consultores legais, foram provisionados todos os processos judiciais cuja probabilidade de perda foi estimada como provável. Provisões com risco provável

As contingências prováveis estão classificadas no passivo não circulante da Companhia.

Especificação Planos BD Plano CD Plano MédicoPlano

FGTS

Taxa de desconto 7,38% 6,44% 7,38% 6,34%

Taxa de rendimento esperado dos ativos 7,38% 6,44% N/A N/A

Taxa de crescimento salarial 5,04% 5,04% N/A 5,04%

Taxa de inflação esperada 4,00% 4,00% 4,00% 4,00%

Reajuste de benefício concedidos de prestação continuada 4,00% 4,00% N/A N/A

Tábua de mortalidade geral AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000

Tábua de entrada em invalidez Light-Média Light-Média Light-Média Light-Média

Tábua de mortalidade de inválidos AT-49 + 6anos AT-49 + 6anos AT-49 + 6anos N/A

2020

Custo do serviço corrente 1.354

Custos dos juros 6.228

Total de despesas 7.582

Taxa de Desconto (+0,50%) (-0,50%) (+0,50%) (-0,50%) (+0,50%) (-0,50%) (+0,50%) (-0,50%)

Impacto da obrigação do benefício definido 1.200.323 1.333.945 3.450 3.602 70.221 76.462 23.494 24.042

Total da obrigação do benefício definido 1.200.323 1.333.945 3.450 3.602 70.221 76.462 23.494 24.042

Benefício Definido Contribuição Definidia Plano Médico Plano de Pensão

31.12.2018 Adições ReversõesAtualização

MonetáriaPagamentos 31.12.2019

Trabalhistas 31.582 18.892 (16.627) 1.687 (5.168) 30.366

Cíveis 114.149 42.154 (41.629) 12.079 (14.018) 112.735

Regulatório 14.675 19.207 (20) 685 (2.606) 31.941

Total 160.406 80.253 (58.276) 14.451 (21.792) 175.042


48

a) Riscos trabalhistas Estão relacionados à indenização por acidentes, responsabilidade solidária, adicional de periculosidade, verbas rescisórias, reintegração, abono salarial, diferenças salariais, horas extras, e outros processos trabalhistas. b) Riscos cíveis Engloba processos relacionados a pedidos de ressarcimento por reajuste tarifário supostamente ilegal, indenização por acidentes/morte com energia elétrica e por danos causados em razão de oscilação na tensão do fornecimento de energia elétrica, desapropriações, ações de menor complexidade com trâmite nos juizados especiais, suspensão do fornecimento e cobranças indevidas de valores. c) Riscos regulatórios O processo punitivo regulatório é disciplinado pela Resolução Normativa nº 846/2019 da ANEEL. As penalidades previstas pelo regulamento vão desde advertência até a caducidade da concessão ou da permissão e tem como base de cálculo para aplicação da multa o valor da receita Operacional Líquida – Rol correspondente aos 12 (doze) meses anteriores à lavratura do Auto de infração – AI. Contingências passivas com risco possível A Companhia possui, basicamente, ações de natureza trabalhista, cível e fiscal, que não estão provisionadas, pois envolvem risco de perda classificado pela Administração e por seus advogados e consultores legais como possível. As contingências passivas possíveis estão assim representadas:

A Companhia apresenta a seguir os processos relevantes cujos consultores jurídicos estimam a probabilidade de perda como sendo possível e que não requerem constituição de provisão: a) No âmbito fiscal estadual, a Companhia discute substancialmente: (i) regime especial

originado do termo de acordo nº 035/91; (ii) base cadastral de consumidores isentos, imunes e não tributáveis; (iii) crédito oriundo da aquisição de bens destinados ao ativo imobilizado; transferência de créditos; (iv) cancelamento de faturas; (v) estorno de crédito – consumidor baixa renda; (vi) imposto em determinadas operações; e (vii) energia adquirida para consumo próprio e (viii) diferença entre valores contabilizados e valores informados nas declarações fiscais. Os montantes envolvidos totalizam R$ 528.164 em 31 de dezembro de 2019 (R$ 488.364 em 31 de dezembro de 2018);

b) No âmbito fiscal municipal, a Companhia possui processos judiciais e administrativos com os Municípios de Fortaleza e Iguatu referentes ao ISS no valor atualizado de R$ 46.358 e R$ 4.519 em 31 de dezembro de 2019 (R$ 44.657 e R$ 4.328 em 31 de dezembro de 2018). Há ainda alguns autos de infração lavrados pelos Municípios de Sobral e Caucaia envolvendo a Contribuição de Iluminação Pública. O valor atualizado desses autos em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 7.580.

31.12.2019 31.12.2018

Trabalhistas 56.763 81.538

Cíveis 1.150.107 996.567

Fiscais 634.960 584.575

Juizados especiais 3.439 3.483

Total 1.845.269 1.666.163


49

c) Em relação aos tributos federais, a Companhia possui processos administrativos e judiciais referentes a IRPJ, CSLL e COFINS que totalizam o valor de R$ 35.623 em 31 de dezembro de 2019 (R$ 34.338 em 31 de dezembro de 2018);

d) No âmbito cível, refere-se à responsabilidade solidária com prestadores de serviços e danos

materiais e morais, além disso, engloba processos relacionados a pedidos de ressarcimento por reajuste tarifário supostamente ilegal, indenização por acidentes/morte com energia elétrica e por danos causados em razão de oscilação na tensão do fornecimento de energia elétrica, desapropriações, ações de menor complexidade com trâmite nos juizados especiais, suspensão do fornecimento e cobranças indevidas de valores.

Depósitos vinculados a litígios A Companhia possui alguns depósitos vinculados às ações judiciais, os quais estão apresentados a seguir:

26. Patrimônio líquido

a) Capital social O capital social é composto de ações sem valor nominal e assim distribuídas:

b) Capital social autorizado Na forma do disposto no artigo 168 da Lei n° 6.404/76, o Estatuto Social, em seu artigo 5º, parágrafo primeiro, prevê que a Companhia poderá, por deliberação do Conselho de Administração, aumentar o seu capital social em até 300.000.000.000 de ações sem valor nominal, sendo 100.000.000.000 ações ordinárias, 193.352.996.180 ações preferenciais Classe A e 6.647.003.820 ações preferenciais Classe B. Salvo deliberação em contrário do Conselho de Administração, os acionistas não terão direito de preferência em qualquer emissão de ações, notas promissórias para distribuição pública, debêntures conversíveis em ações, ou bônus de

31.12.2019 31.12.2018

Trabalhistas 18.921 15.920

Cíveis 24.975 21.394

Fiscais 3.652 4.043

Total 47.548 41.357

31.12.2019 31.12.2018

(Em unidades) (Em unidades)

Ações Ordinárias 48.067.937 48.067.937

Ações Preferenciais A 28.252.700 28.252.700

Ações Preferenciais B 1.534.662 1.534.662

Total 77.855.299 77.855.299

Enel Brasil S.A. 47.064.245 97,91% 10.588.006 37,48% 424 0,03% 10.588.430 35,55% 57.652.675 74,05%

Eletrobrás - 0,00% 3.967.756 14,04% 1.531.141 99,77% 5.498.897 18,46% 5.498.897 7,06%

Onyx Latin América Equity Fund - 0,00% 1.687.600 5,97% - 0,00% 1.687.600 5,67% 1.687.600 2,17%

Una Capital Ltda. - 0,00% 1.439.776 5,10% - 0,00% 1.439.776 4,83% 1.439.776 1,85%

Fundos e Clubes de Investimento - 0,00% 8.190.416 28,99% - 0,00% 8.190.416 27,50% 8.190.416 10,52%

Fundo de Pensão - FAELCE 919.403 1,91% 25.655 0,09% - 0,00% 25.655 0,09% 945.058 1,21%

Outros 84.289 0,18% 2.353.491 8,33% 3.097 0,20% 2.356.588 7,90% 2.440.877 3,15%

Total de Ações 48.067.937 100,00% 28.252.700 100,00% 1.534.662 100,00% 29.787.362 100,00% 77.855.299 100,00%

Total (em unidades)

Total (I) Classe A Classe B Total (II) (I) + (II)

Ações ordinárias (em unidades) Ações preferenciais (em unidade)


50

subscrição, cuja colocação seja feita mediante venda em bolsa de valores, subscrição pública ou permuta por ações em oferta de aquisição de controle, nos termos do artigo 172 da Lei nº 6.404/76. c) Reserva legal O estatuto social da Companhia prevê que do lucro líquido anual serão deduzidos 5% para constituição de reserva legal, a qual não poderá exceder 20% do capital social. d) Reserva de reforço de capital de giro É composto pela parcela de lucros não distribuídos aos acionistas. A reserva de reforço de capital de giro é criada somente depois de considerados os requisitos de dividendo mínimo e seu saldo não pode exceder o montante do capital subscrito, conforme os termos do artigo 29, (ii), alínea d, do estatuto social da Companhia. A reserva de reforço de capital de giro pode ser usada na absorção de prejuízos, se necessário, para capitalização, pagamento de dividendos ou recompra de ações. e) Reserva de incentivo fiscal

O saldo da reserva de incentivo fiscal apurado até 31 de dezembro de 2007 no montante de R$ 106.323 foi mantido como reserva de capital e somente poderá ser utilizado conforme previsto na Lei no 12.973/2014. Em 14 de dezembro de 2016, a Companhia renovou o benefício fiscal da Sudene - Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste, que reduz 75% do imposto de renda e adicionais não restituíveis, calculado sobre o lucro da exploração, referente à atividade de distribuição de energia. Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019, o benefício apurado foi de R$ 74.272 (31 de dezembro de 2018 R$ 73.348). O processo de modernização foi comprovado perante à SUDENE, por meio de documentação e verificação pela visita técnica que a Companhia recebeu dos analistas da SUDENE, que refere-se a modernização Total na área de atuação da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE). Início do prazo de fruição do benefício: 01 de janeiro de 2016 a 31 de dezembro de 2025; Prazo total de fruição: 10 anos; Término do prazo de fruição do benefício: ano-calendário de 2025. O valor do imposto que deixar de ser pago em virtude da redução pelo benefício fiscal, não poderá ser distribuído aos sócios ou acionistas, sob pena de perda do incentivo e da obrigação de recolher, com relação a importância distribuída, o imposto que a Companhia tiver deixado de pagar, sem prejuízo da incidência do imposto sobre o lucro distribuído como rendimento e das penalidades cabíveis. Conforme determina o artigo19, §§ 3º e 5º, do decreto – lei nº 1.598/77. f) Reserva especial de ágio A reserva de R$ 221.188 foi constituída em função da reestruturação societária da Companhia, que resultou no reconhecimento do benefício fiscal diretamente no patrimônio, quando o ágio foi transferido para a Companhia por meio de incorporação, vide Nota 10. g) Destinação dos resultados De acordo com o estabelecido no estatuto social da Companhia e em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, o dividendo mínimo não será inferior a 25% do lucro líquido ajustado.


51

Exercício findo em 31 de dezembro de 2018: Em 29 de abril de 2019, por meio de Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, a Companhia aprovou a capitalização parcial do Saldo da Reserva de Reforço de Capital de Giro, no valor de R$ 67.200 sem a emissão de novas ações bem como a distribuição de dividendos adicionais decorrente do resultado de 2018 no montante de R$ 72.801. Exercício findo em 31 de dezembro de 2019: A Companhia excedeu o limite das suas reservas de lucros e encaminhará o assunto para Assembleia Geral Ordinária, que deverá deliberar sobre a capitalização ou distribuição do excesso, de acordo com o estatuto social e artigo 199 da Lei nº 6.404/76. h) Outros resultados abrangentes A Companhia reconhece como outros resultados abrangentes a parte eficaz dos ganhos ou perdas dos instrumentos financeiros derivativos classificados como hedge de fluxo de caixa líquidos dos impostos, conforme composição abaixo.

31.12.2019 31.12.2018

Lucro do exercício 404.905 364.520

(-) Incentivo fiscal – SUDENE (74.272) (73.348)

(+) Reversão de dividendos prescritos 53 30

Lucro ajustado 330.686 291.202

Dividendo mínimo obrigatório (82.672) (72.801)

Dividendo adicional proposto (82.672) (72.801)

165.342 145.600

Adoção inicial IFRS 9 - 4.330

Outros resultados abrangentes (benefícios pós-emprego) 2.489 (15.557)

Reserva reforço de capital de giro 167.831 134.373

31.12.2019 31.12.2018

Ganho (perda) de instrumentos financeiros derivativos (517) 337

Tributos Diferidos s/ instrumentos financeiros derivativos 176 (115)

Total (341) 222


52

27. Lucro por ação

A Companhia efetua os cálculos do lucro por ação básico e diluído utilizando a quantidade média ponderada de ações ordinárias e preferenciais totais em circulação, durante o período correspondente ao resultado conforme pronunciamento técnico CPC 41/IAS 33. O lucro básico por ação é calculado pela divisão do lucro líquido do exercício pela média ponderada da quantidade de ações emitidas. O lucro básico por ação equivale ao lucro por ação diluído, haja vista que não há instrumentos financeiros com potencial dilutivo. Os resultados por ação de exercícios anteriores são ajustados retroativamente, quando aplicável, para refletir eventuais capitalizações de bônus, agrupamentos ou desdobramentos de ações. Não há diferença significativa entre o lucro por ação básico e o cálculo de lucro por ação diluído, uma vez que a Companhia não possui instrumentos patrimoniais emitidos com realização no período. A cada ação ordinária corresponde um voto nas deliberações da Assembleia Geral. As ações preferenciais não têm direito a voto, nem são conversíveis em ações ordinárias. Entretanto, gozam de prioridade no reembolso do capital, tendo o direito a dividendos mínimos não cumulativos de 6% ao ano para as ações de classe “A” e 10% para as ações de classe “B”, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe, corrigido ao término de cada exercício social. As ações preferenciais de classe “B” poderão ser convertidas em ações preferenciais de classe “A”, a requerimento do interessado.

31.12.2019 31.12.2018

Numerador (em R$ mil)

Lucro líquido do exercício atribuído aos acionistas da Companhia

Lucro disponível aos acionistas ordinários 249.989 225.055

Lucro disponível aos acionistas preferenciais - Classe A 146.935 132.280

Lucro disponível aos acionistas preferenciais - Classe B 7.981 7.185

404.905 364.520

Denominador (em unidades de ações)

Número de ações ordinárias 48.067.937 48.067.937

Número de ações preferenciais - Classe A 28.252.700 28.252.700

Número de ações preferenciais - Classe B 1.534.662 1.534.662

77.855.299 77.855.299

Percentual por ação

Ações ordinárias 61,7401% 61,7401%

Ações preferenciais - classe A 36,2887% 36,2887%

Ações preferenciais - classe B 1,9712% 1,9712%

Resultado básico e diluído por ação (em R$)

Ação ordinária 5,2007 4,6820

Ação preferencial - Classe A 5,5128 4,9629

Ação preferencial - Classe B 5,7208 5,1502


53

28. Receita líquida

(a) O Mecanismos de Venda de Excedentes (MVE) propicia que as distribuidoras comercializem excedentes de energia e, em caso de vendas relacionadas a montantes do limite regulatório ou da sobrecontratação involuntária, que parte do benefício auferido seja revertido em favor do consumidor no processo de reajuste tarifário. Os agentes de distribuição com sobras contratuais de energia elétrica podem atuar como vendedores no MVE, e como compradores os consumidores livres, consumidores especiais, agentes concessionários, permissionários e autorizados de geração, os comercializadores e os agentes de autoprodução que estejam adimplentes na CCEE no momento da declaração de intenção de compra. Parte da venda e feita com a parte relacionada ENEL Green Power Projetos I S.A (vide nota 23).

Número de

unidades

consumidoras

faturadas MWh R$

Número de

unidades

consumidoras

faturadas MWh R$

(não auditado) (não auditado) (não auditado) (não auditado)

Receita de prestação de serviço de distribuição de energia elétrica

Classe de consumidores:

Residencial 2.834.450 4.604.546 2.642.615 2.788.944 4.373.196 2.427.995

Industrial 6.522 660.809 581.011 5.465 702.930 461.684

Comercial 190.950 1.942.322 1.370.192 167.632 1.932.156 1.270.859

Rural 595.657 1.220.219 506.379 530.022 1.240.177 421.242

Poder público 31.266 655.099 397.711 33.804 658.565 384.046

Iluminação pública 11.064 603.714 258.129 10.669 568.541 216.960

Serviço público 3.895 326.641 173.672 3.732 314.887 170.859

Suprimento e revenda 2 10.996 660 2 10.571 468

Fornecimento faturado 3.673.806 10.024.346 5.930.369 3.540.270 9.801.023 5.354.113

Outras receitas - originadas de contratos com clientes

Fornecimento não faturado 211.437 207.649

(-) DIC/FIC/DMIC/DICRI sobre TUSD Consumidores cativos e livres (25.298) (7.887)

Total receitas - originadas de contratos com clientes 3.673.806 10.024.346 6.116.508 3.540.270 9.801.023 5.553.875

Outras receitas

Ativo e passivo financeiro setorial 56.805 61.725

Subvenção baixa renda 190.385 210.102

Subvenção de recursos da CDE 262.949 250.483

Receita de uso da rede elétrica-consumidores livres-revenda 339 2.182.014 235.744 268 1.998.373 279.722

Receita de construção 732.765 885.970

Venda de Energia Excedente - MVE (a) 129.877 -

Outras receitas 113.097 268.446

Total outras receitas 339 2.182.014 1.721.622 268 1.998.373 1.956.448

Receita operacional bruta 3.674.145 12.206.360 7.838.130 3.540.538 11.799.396 7.510.323

Deduções da receita operacional bruta

ICMS (1.533.083) (1.382.420)

COFINS - corrente (476.269) (502.785)

PIS - corrente (103.401) (109.157)

Eficiência energética, P&D, FNDCT e EPE (45.721) (41.166)

Ressarcimento P&D - 32.870

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (293.252) (398.235)

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (6.033) (5.644)

ISS (3.294) (1.542)

Total das deduções da receita operacional bruta - - (2.461.053) - - (2.408.079)

Receita operacional líquida 3.674.145 12.206.360 5.377.077 3.540.538 11.799.396 5.102.244

31.12.2019 31.12.2018


54

29. Receitas (custos/despesas) operacionais

.

Custo do serviço Despesa de vendasDespesas gerais e

AdministrativasOutras Total Custo do serviço Despesa de vendas

Despesas gerais e

AdministrativasOutras Total

Pessoal (115.010) - (48.433) - (163.443) (120.066) - (46.951) - (167.017)

Material (17.040) - (1.021) - (18.061) (16.990) - (474) - (17.464)

Serviços de terceiros (314.236) (1.549) (54.411) - (370.196) (293.473) (1.756) (49.262) - (344.491)

Energia elétrica comprada para revenda (2.875.370) - - - (2.875.370) (2.599.577) - - - (2.599.577)

Encargos do uso do sistema de transmissão (281.557) - - - (281.557) (278.178) - - - (278.178)

Depreciação e amortização (236.298) - (14.052) - (250.350) (191.891) - (13.138) - (205.029)

Custo na desativação de bens (28.305) - - - (28.305) (33.553) - - - (33.553)

Provisão esperada para créditos de liquidação duvidosa - (42.918) - - (42.918) - (49.429) - - (49.429)

Custo de construção (732.765) - - - (732.765) (885.970) - - - (885.970)

Provisão para processos judiciais e outros - - (22.301) - (22.301) - - 5.342 - 5.342

Perda de recebíveis de clientes - (28.910) - - (28.910) - (7.220) - - (7.220)

Outras despesas operacionais (19.481) - (13.723) (6.017) (39.221) (19.048) - (27.589) (5.318) (51.955)

Receita de multas por impontualidade de clientes - - - 34.171 34.171 - - - 47.285 47.285

Outras receitas operacionais - - - 6.007 6.007 - - - 2.865 2.865

Subtotal (4.620.062) (73.377) (153.941) 34.161 (4.813.219) (4.438.746) (58.405) (132.072) 44.832 (4.584.391)

31.12.2019 31.12.2018


55

30. Resultado financeiro

31.12.2019 31.12.2018

Receitas financeiras

Renda de aplicação financeira 13.145 4.997

Juros e atualização monetária sobre impontualidade de clientes 31.239 32.385

Receita de ativo indenizável 97.178 59.482

Variação monetária de ativos financeiros setoriais - 14.865

Variação monetária 1.497 1.979

Variação cambial de dívida 13.819 -

Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap - juros 5.267 26.865

Juros fundo de pensão 106 152

Outras receitas financeiras 9.592 15.916

(-) PIS/COFINS sobre receitas financeiras (1.430) (3.740)

Subtotal 170.413 152.901

Despesas financeiras

Variação monetária de dívidas (34.535) (21.664)

Variação cambial de dívidas (1.248) -

Variação monetária (3.178) (9.728)

Encargos de dívidas (129.593) (102.004)

Encargos fundo de pensão (9.067) (8.348)

Variação monetária de passivos financeiros setoriais (3.057) -

Atualização de Provisão para processos judiciais e outros (14.451) (26.903)

Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap - Variação cambial (13.029) -

Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap - Marcação a mercado (1.669) -

Instrumento financeiro derivativo - hedge/swap - Juros (6.586) (29.691)

Juros capitalizados transferidos para o ativo contratual 10.252 18.665

Atualizações de impostos (9.196) (3.475)

Atualização P&D/PEE (1.506) (771)

IOF/IOC (192) (2.124)

Apropriação custo de transação (2.588) (1.403)

Comissão de fiança e seguro garantia (6.554) (6.885)

Custos pré-pagamento - BNDES (2.347) -

Outras despesas financeiras (13.800) (22.113)

Subtotal (242.344) (216.444)

Total do resultado financeiro (71.931) (63.543)


56

31. Imposto de renda e contribuição social

A reconciliação da provisão para o imposto de renda e contribuição social, calculada pelas alíquotas fiscais vigentes, com os valores constantes na demonstração do resultado é apresentada abaixo:

Conforme o artigo 228 do Regulamento do Imposto de Renda, a alíquota do IRPJ é de 15% (quinze por cento) sobre 100% do lucro apurado, com adicional de 10% sobre a parcela do lucro que exceder R$20 / mês. A seguir a composição dos tributos diferidos:

Os valores dos ativos fiscais diferidos sobre prejuízo fiscal, base negativa de contribuição social e diferenças temporárias, que poderão ser compensados com lucros tributáveis futuros, limitados a 30% do lucro tributável do ano, serão realizados pela Companhia em um prazo não superior a 10 anos, considerando as melhores estimativas da Administração.

Imposto de

renda

Contribuição

social

Imposto de

renda

Contribuição

social

Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 491.927 491.927 454.310 454.310

Alíquota nominal dos tributos 15% 9% 15% 9%

Alíquota adicional sobre o valor excedente a R$ 20/mês 10% - 10% -

(122.973) (44.273) (113.569) (40.888)

Efeito das (adições) exclusões no cálculo do tributo

Participações executivos e empregados indedutíveis (10) (4) (441) (159)

Doações (29) (10) (22) (8)

Baixa de saldo negativo de períodos anteriores (723) (260) (75) (27)

Ultrapassagem de demanda - UD e excedente de reativos - ER 6.029 1.244 - -

Outras despesas indedutíveis (210) (75) (7.055) (894)

Incentivos fiscais 74.272 - 73.348 -

Imposto de renda e contribuição social no resultado (43.644) (43.378) (47.814) (41.976)

Imposto de renda e contribuição social correntes (109.053) (40.243) (102.567) (35.342)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (8.863) (3.135) (18.595) (6.634)

Incentivo fiscal 74.272 - 73.348 -

Total (43.644) (43.378) (47.814) (41.976)

Alíquota efetiva 8,87% 8,82% 10,52% 9,24%

31.12.2019 31.12.2018

31.12.2019 31.12.2018 31.12.2019 31.12.2018

IR e CS sobre diferenças temporárias 111.729 90.743 20.986 (5.647)

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 42.133 34.104 8.029 6.460

Provisão para ações judiciais e regulatórias 59.514 54.538 4.976 (8.957)

Provisão para obsolescência de estoque - - - (38)

Instrumentos financeiros derivativos 567 - 567 -

Outras 9.515 2.101 7.414 (3.112)

IR e CS diferidos sobre ajustes dos CPCs - Resultado (137.980) (104.996) (32.984) (21.812)

Ativo indenizável (concessão) (138.254) (105.213) (33.041) (20.224)

Correção monetária especial (CME) e complementar (CMC) (1.531) (1.588) 57 (1.588)

Diferido perdas de bens 1.805 1.805 - -

Subtotal - impacto no resultado do exercício (26.251) (14.253) (11.998) (27.459)

IR e CS diferidos sobre ajustes dos CPCs - Resultado abrangente 61.289 62.282 (993) 8.424

Plano de pensão 61.114 62.397 (1.283) 8.014

Instrumentos financeiros derivativos 175 (115) 290 410

Total 35.038 48.029 (12.991) (19.035)

Balanços Patrimoniais Demonstrações do resultado

e resultado abrangente


57

Segue expectativa de realização:

32. Objetivos e políticas para a gestão de risco financeiro

Considerações gerais A Companhia possui políticas de mitigação de riscos financeiros e adota estratégias operacionais e financeiras visando manter a liquidez, segurança e rentabilidade de seus ativos. Com essa finalidade, mantém sistemas gerenciais de controle e acompanhamento das suas transações financeiras e seus respectivos valores, com o objetivo de monitorar os riscos e oportunidades/condições de cobertura no mercado. Fatores de risco A linha de negócio principal da Companhia está concentrada na distribuição de energia elétrica em 184 municípios do Estado do Ceará. Sua estratégia está sintonizada com a gestão financeira que aplica melhores práticas para minimização de riscos financeiros, observando também os aspectos regulatórios. A Companhia identifica os seguintes fatores de riscos que podem afetar seu negócio: a) Risco de crédito Esse risco surge da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes ou de uma contraparte, em um instrumento financeiro, não cumprir com suas obrigações contratuais. Esses riscos são avaliados como de baixa probabilidade, considerando a pulverização do número de clientes, o comportamento estatístico dos níveis de arrecadação e as políticas que estabelecem regras e limites para realizar operações com contrapartes. No caso de transações financeiras, essas políticas levam em consideração, dentre outras variáveis, a classificação de risco de crédito (rating) e valor do patrimônio líquido da contraparte.

No caso dos créditos com consumidores, a Companhia tem o direito de interromper o fornecimento de energia caso o cliente deixe de realizar o pagamento de suas faturas, dentro de parâmetros e prazos definidos pela legislação e regulamentação específicas. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é estabelecida em montante julgado suficiente, pela Administração da Companhia, para cobrir prováveis riscos de realização das contas a receber.

Ano de realização 31.12.2019

2020 7.158

2021 7.158

2022 7.158

2023 7.158

2024 a 2026 63.603

2027 a 2029 82.588

Total 174.823

31.12.2019 31.12.2018

Caixa e equivalentes de caixa 91.605 95.835

Títulos e valores mobiliários 77.033 67.980

Instrumentos financeiros derivativos - swap (15.399) 86

Consumidores e outras contas a receber 1.294.420 974.642

Ativos financeiros setoriais 73.540 201.567

Ativo indenizável (concessão) 2.372.127 1.888.440

3.893.326 3.228.550


58

Os riscos relativos aos créditos setoriais e indenizáveis são considerados como bastante reduzidos, visto que os contratos firmados asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder Concedente, referente a custos não recuperados por meio de tarifa. Em 31 de dezembro de 2019, para o saldo de caixa e equivalentes de caixa, títulos e valores mobiliárias e instrumentos financeiros derivativos, a Companhia possuía a seguinte exposição de ativos com as seguintes classificação de risco realizada pela Agencia Standard & Poor’s (escala nacional):

b) Risco da revisão e do reajuste das tarifas de fornecimento Os processos de Revisão e Reajuste tarifários ordinários são garantidos por contrato de concessão e empregam metodologias previamente definidas nos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret). Contudo, podem ocorrer fatos que alterem o equilíbrio econômico-financeiro definido nos processos ordinários, que se atenderam aos critérios de admissibilidade e às evidencias de desequilíbrio econômico-financeiro normatizados no Submódulo 2.9 do Proret (Resolução normativa nº 791, de 14 de novembro de 2017), poderão ensejar revisão tarifária extraordinária a pedido da distribuidora. No caso de desequilíbrio econômico-financeiro da concessão, a Companhia pode requerer ao regulador a abertura de uma revisão tarifária extraordinária, ficando a realização desta a critério do regulador. A ANEEL também poderá proceder com revisões extraordinárias caso haja criação, alteração ou exclusão de encargos e/ou tributos, para repasse dos mesmos às tarifas. Os processos de reajuste e revisão tarifária de todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica são efetuados segundo metodologia elaborada e publicada pela ANEEL e submetidos à avaliação pública. Alterações de metodologia nos reajustes ou nas revisões tarifárias propostas pelo regulador podem impactar de forma significativa a condição financeira e os resultados operacionais da Companhia. c) Risco de câmbio Esse risco é proveniente da possibilidade de flutuações na taxa de câmbio, que possam acarretar em perdas para Companhia, como por exemplo, a valorização de moedas estrangeiras frente ao real, que aumentaria as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos indexados ao dólar. De forma a evitar esse risco, em 31 de dezembro de 2019, com a contratação de uma nova dívida na modalidade 4131 em dólar, a Companhia realizou uma operação de hedge para a proteção total da operação.

Instrumentos Financeiros Derivativos 31.12.2019 31.12.2018

AA- (15.399) 86

Total geral (15.399) 86

Caixa e equivalentes de caixa e Títulos e valores mobiliários 31.12.2019 31.12.2018

AAA 131.828 114.790

AA+ - 36.294

Banco Central do Brasil - 356

Numerário em trânsito 36.810 12.375

Total geral 168.638 163.815


59

A Companhia eventualmente se utiliza de instrumentos derivativos com o propósito único de proteção (hedge) dos riscos de variação cambial, não possuindo, portanto, objetivos especulativos na utilização desses instrumentos. Os instrumentos de proteção utilizados são swaps de moeda (câmbio) sem nenhum componente de alavancagem, cláusula de margem, ajustes diários ou ajustes periódicos. A estratégia de proteção cambial é aplicada de acordo com o grau de previsibilidade da exposição, com a disponibilidade de instrumentos de proteção adequados e o custo-benefício de realizar operações de proteção (em relação ao nível de exposição e seus potenciais impactos): Proteção total: quando o montante e o prazo da exposição são conhecidos e indicam impacto

potencial relevante; Proteção parcial: proteção para a parte cuja exposição é conhecida, caso seu impacto

potencial seja relevante, e manter exposição na parcela na qual há incerteza (evitando-se posições especulativas);

Proteção dinâmica: quando não há certeza sobre a exposição temporal, mas há impacto potencial relevante que possa ser identificado e parcialmente mitigado por posições contrárias equivalentes não especulativas.

d) Risco de encargos de dívida (taxas de juros e inflação) Esse risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros ou outros indexadores de dívida, como por exemplo, indicadores de inflação, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado. Em 31 de dezembro de 2019, a Companhia possuía 98% da dívida total indexada a taxas variáveis ou flutuantes, sendo que 1% eram atrelados a indicadores menos voláteis às oscilações do mercado, como a TJLP contraídos com recursos do BNDES. Com a baixa do CDI no final do período de 2017, a Companhia realizou operações de hedge fixando as operações atreladas ao indexador de forma a garantir um custo fixo, sem estar exposto a possíveis variações do mercado, até 31 de dezembro de 2019 as operações foram liquidadas. Em 31 de dezembro de 2019, a Companhia possuía a seguinte exposição:

31.12.2019

Passivos em Moeda Estrangeira

Empréstimos e Financiamento 298.598

Exposição Patrimonial 298.598

Ponta Ativa - Instrumentos Financeiros (285.090)

Exposição Cambial Total 13.508

Caixa e equivalentes de caixa e Títulos e valores mobiliários 31.12.2019 % 31.12.2018 %

Selic 4.502 3,42% 170 0%

CDI 124.247 94,25% 131.646 100%

Pré-Fixado 3.078 2,33% 34 0%

Total 131.827 100% 131.850 100%

Ativo Financeiro Indenizável 31.12.2019 % 31.12.2018 %

IPCA 2.372.127 100% 1.888.440 100%

Total 2.372.127 100% 1.888.440 100%


60

Em relação à eventual exposição de ativos e passivos relevantes às variações de mercado (câmbio, taxas de juros e inflação), a Companhia adota como estratégia a diversificação de indexadores e, eventualmente, se utiliza de instrumento financeiros derivativos para fins de proteção, à medida em que se identifique esta necessidade e haja condições de mercado adequadas que o permita. e) Risco de liquidez Com o intuito de assegurar a capacidade dos pagamentos de suas obrigações de maneira conservadora, a gestão de aplicações financeiras tem foco em instrumentos de curtíssimos prazos, prioritariamente com vencimentos diários, de modo a promover máxima liquidez. A liquidez da Companhia é gerida através do monitoramento dos fluxos de caixa previstos e realizados com o objetivo de se precaver das possíveis necessidades de caixa no curto prazo. A Companhia mantém linhas de crédito bancárias para captação de recursos para capital de giro e para empréstimos que julgue adequados, incluindo commited credit lines e uncommited credit lines, através de contratos firmados, cujo montante em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 180.000. Adicionalmente, a Companhia possui limite de mútuo com sua controladora Enel Brasil aprovados pela Aneel, por meio do Despacho Nº 2.979, até 11 de dezembro de 2022 no valor de até R$ 700.000. A estrutura de capital da Companhia é formada pelo endividamento líquido (empréstimos e debêntures detalhados nas Notas 19 e 20 deduzidos pelo caixa e equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários detalhados nas Notas 4 e 5, e pelo patrimônio líquido da Companhia (que inclui capital emitido, reservas e lucros acumulados conforme apresentado na Nota 26). O índice de endividamento em 31 de dezembro de 2019 é de 40% (38% em 2018), calculado pela razão entre dívida líquida e patrimônio líquido mais dívida líquida.

As tabelas abaixo apresentam informações sobre os vencimentos futuros dos empréstimos, financiamentos e debêntures da Companhia que estão sendo considerados no fluxo de caixa projetado:

Empréstimos, Financiamentos, Debêntures, Derivativos e

Arrendamentos31.12.2019 % 31.12.2018 %

Taxa fixa 34.582 1,56% 477.199 25,27%

TJLP 13.767 0,62% 94.103 4,98%

Selic - 0,00% 64.887 3,44%

CDI 1.046.917 47,35% 550.316 29,14%

IPCA 1.110.959 50,25% 697.311 36,93%

Libor 4.635 0,21% 4.455 0,24%

Total 2.210.860 100,00% 1.888.271 100%

31.12.2019 31.12.2018

Dívida Financeira e Arrendamentos 2.210.860 1.888.271

Caixa e equivalente de caixa + títulos e valores mobiliários (168.638) (163.815)

Dívida líquida (a) 2.042.222 1.724.456

Patrimônio líquido (b) 3.114.051 2.862.640

Índice de endividamento líquido (a/[a+b]) 40% 38%


61

Os valores previstos para os próximos vencimentos dos instrumentos financeiros derivativos que estão contemplados nos fluxos de caixa da Companhia estão dispostos abaixo:

Valorização dos instrumentos financeiros O método de mensuração utilizado para cálculo do valor de mercado dos instrumentos financeiros foi o fluxo de caixa descontado, considerando expectativas de liquidação desses ativos e passivos, taxas de mercado vigentes e respeitando as particularidades de cada instrumento na data do balanço:

As aplicações financeiras registradas no exercício findo em 31 de dezembro de 2019 (classificadas tanto como caixa e equivalentes de caixa quanto títulos e valores mobiliários) aproximam-se dos valores de mercado, pois são efetuadas a juros pós-fixados. Valor justo hierárquico A Companhia usa a seguinte hierarquia para determinar e divulgar o valor justo de instrumentos financeiros pela técnica de avaliação:

Nível 1 - Dados provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente inclusive na data da mensuração do valor justo;

Menos de um

mês

De um a três

meses

De três meses

a um ano

De um a cinco

anos

Mais de cinco

anosTotal

31 de dezembro de 2019

Empréstimos e Financiamentos Pré-fixados 956 1.903 463.437 29.163 - 495.459

Empréstimos e Financiamentos Pós-fixados 5.006 4.673 41.082 191.984 146.254 388.999

Debêntures - 23.118 55.959 1.569.102 144.195 1.792.374

Obrigações por arrendamentos 749 1.461 5.575 3.179 62 11.026

Total 6.711 31.155 566.053 1.793.428 290.511 2.687.858

De três meses a um ano De um a cinco anos Total

31 de dezembro de 2019

"Swaps" (pagamentos) 40.181 2.082 42.263

Total 40.181 2.082 42.263

Categoria Nível Contábil Valor justo Contábil Valor justo

Ativo

Caixa e equivalente de caixa Valor justo por meio de resultado 2 91.605 91.605 95.835 95.835

Títulos e valores mobiliários Valor justo por meio de resultado 2 77.033 77.033 67.980 67.980

Cauções e depósitos Custo amortizado 2 23.963 23.963 38.564 38.564

Consumidores e outras contas a receber Custo amortizado 2 1.294.420 1.294.420 974.642 974.642

Ativos financeiros setoriais Custo amortizado 2 73.540 73.540 201.567 201.567

Instrumentos financeiros derivativos - swap Valor justo por meio de resultado 2 - - 337 337

Ativo indenizável (concessão) Valor justo por meio de resultado 3 2.372.127 2.372.127 1.888.440 1.888.440

Total do ativo 3.932.688 3.932.688 3.267.365 3.267.365

Passivo

Empréstimos e financiamentos em moeda nacional Custo amortizado 2 385.250 331.077 1.064.342 668.978

Debêntures em moeda nacional Custo amortizado 2 1.500.587 1.514.643 813.141 993.243

Empréstimos, financiamentos em moeda estrangeira Custo amortizado 2 298.598 300.844 10.874 10.874

Instrumentos financeiros derivativos - Swap Valor justo por meio do Patrimônio Líquido 2 13.730 13.730 251 251

Instrumentos financeiros derivativos - Swap Valor justo por meio de resultado 2 1.669 1.669 - -

Arrendamento financeiro Custo amortizado 2 11.026 11.026 - -

Passivos financeiros setoriais Custo amortizado 2 - - 7.010 7.010

Fornecedores Custo amortizado 2 866.723 866.723 702.597 702.597

Total do passivo 3.077.583 3.039.712 2.598.215 2.382.953

31.12.2019 31.12.2018


62

Nível 2 - Dados diferentes dos provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) incluídos no Nível 1, extraído de modelo de precificação baseado em dados observáveis de mercado;

Nível 3 - Dados extraídos de modelo de precificação baseado em dados não observáveis de mercado. As operações de derivativos, quando realizadas, são para proteger o caixa da Companhia. A contratação dos derivativos é realizada com bancos que possuem investment grade (escalas locais das principais agencias de riscos) com “expertise” necessária para as operações, evitando-se a contratação de derivativos especulativos. Instrumento financeiro derivativo Com finalidade de evitar riscos com variações cambiais, para as dívidas atreladas ao dólar, com a contratação da operação na modalidade de 4131 com o banco BNP em 17 de dezembro de 2019 (representando 13% do total da dívida), a Companhia realizou uma operação de hedge por meio de contrato de SWAP, trocando taxa e variação cambial por CDI+spread. A Companhia também realizou em 17 de dezembro de 2019 a contratação de uma nova dívida na modalidade 4131 com o banco Scotiabank no montante de R$ 150.000, porém com desembolso previsto e já realizado em 07 de janeiro de 2020. Assim, com a finalidade de evitar riscos com variações cambias, foi contratado na mesma data uma operação de hedge por meio de contrato de SWAP, trocando taxa e variação cambial por CDI+spread. Conforme descrito em contrato o SWAP não teve valor contábil até 31 de dezembro de 2019, somente o valor de ajuste a mercado está registrado nas demonstrações de resultados. Em 31 de dezembro de 2019, a Companhia tem registrado em seu balanço um resultado acumulado negativo não realizado na operação de swap no montante de R$ 15.399 (resultado positivo de R$ 86 em 31 de dezembro de 2018), e possui reconhecido o saldo negativo das perdas com os instrumentos financeiros derivativos reconhecidos diretamente no patrimônio em outros resultados abrangentes no valor negativo de R$ 563 (saldo negativo no montante de R$ 796 em 31 de dezembro de 2018). A movimentação é apresentada a seguir:

Os valores previstos para os próximos vencimentos dos instrumentos financeiros derivativos que estão contemplados nos fluxos de caixa da Companhia estão dispostos a seguir: Os valores da curva e de mercado do instrumento financeiro (swap) de 31 de dezembro de 2019 estão dispostos abaixo:

Derivativos

Saldos em 31 de dezembro de 2018 86

Efeito no resultado financeiro (14.348)

Marcação a mercado no resultado (1.669)

Marcação a mercado no patrimônio líquido (853)

Pagamentos 1.385

Saldos em 31 de dezembro de 2019 (15.399)


63

A estimativa de valor de mercado das operações de swap foi elaborada baseando-se no modelo de fluxos futuros a valor presente, descontados a taxas de mercado apresentadas pela B3 (antiga BM&F) na posição de 31 de dezembro de 2019. A Companhia possui instrumentos derivativos com objetivo exclusivo de proteção econômica e financeira. Em 31 de dezembro de 2019, a Companhia havia contratado dois contratos de swaps, sendo USD + spread para CDI + spread a fim de diminuir a exposição a variação cambial, conforme demonstrado abaixo:

O Swap com o BNP, no montante de (R$ 13.730) é classificado como cash flow hedge, enquanto o swap com o Scotiabank no montante de (R$ 1.669) é marcado a mercado por meio do resultado até o desembolso da dívida relacionada que ocorreu em 07 de janeiro de 2020 Análise de sensibilidade suplementar sobre instrumentos financeiros Essas análises têm por objetivo ilustrar a sensibilidade a mudanças em variáveis de mercado nos instrumentos financeiros da Companhia. A Administração da Companhia revisa regularmente essas estimativas e premissas utilizadas nos cálculos. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido à subjetividade inerente ao processo utilizado na preparação dessas análises. Vide abaixo análise de sensibilidade nos saldos das dívidas da Companhia em 31 de dezembro de 2019 estabelecida através das variações nas despesas financeiras para os próximos 12 meses considerando a sensibilização da curva futura dos indicadores financeiros divulgados pela B3 (antiga BM&F). Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável (índices projetados divulgados pela B3).

DerivativoValor da

curva

Valor justo

(contábil)

Valor de

referência

(Notional)

BRL

Swap DI x Fixo 11.12.17 Santander - - 150.000

Swap DI x Fixo 11.12.17 Itaú - - 50.000

Swap USD fixo x DI 17.12.19 BNP (13.213) (13.730) 300.000

Swap USD fixo x DI 17.12.19 Scotiabank - (1.669) 150.000

Total (13.213) (15.399) 650.000

Contraparte

Contrato de swapData dos

contratos

Data de

vencimentoPosição

SANTANDER (Brasil) S.A 11/12/2017 07/11/2019 107% do CDI

ITAÚ S.A. 20/03/2014 20/03/2019 112% do CDI

BNP 17/12/2019 17/12/2020 CDI + 0,26% aa

Scotiabank 07/01/2020 07/01/2021 CDI + 0,19% aa

(31) -

117

Valores de referência

31.12.2019 31.12.2018

Moeda local

-

(13.730)

(1.669)

-

-


64

Em seguida, apresenta-se a análise de sensibilidade estabelecida com o uso de cenários e projeções em relação a eventos futuros relativos ao comportamento do swap da Companhia: Vide abaixo análise de sensibilidade nos saldos das dívidas da Companhia em 31 de dezembro de 2019 estabelecida através das variações nas despesas financeiras para os próximos 12 meses considerando a sensibilização da curva futura dos indicadores financeiros divulgados pela B3 (antiga BM&F) com data base em 30 de dezembro de 2019. Para os cenários adverso e remoto, foi considerada uma deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação ao nível utilizado no Cenário Provável (índices projetados divulgados pela B3).

Conforme demonstrado acima, as variações do dólar e CDI sobre a parcela da dívida coberta pelo swap são compensadas inteiramente pelo resultado oposto de sua ponta ativa.

33. Compromissos

Os compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia acontecerão nos valores de R$3.073.484 em 2020, R$3.233.649 em 2021, R$3.365.821 em 2022, R$3.556.924 em 2023 e R$50.141.391 após 2023. Estes contratos representam o volume total contratado pelo preço corrente no exercício findo em 31 de dezembro de 2019 que foram homologados pela ANEEL.

34. Participação nos resultados

Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018, a provisão de participação nos resultados (regime de competência) foi de R$ 10.640 e R$ 17.383 respectivamente.

35. Cobertura de seguros

Os principais ativos em serviço da Companhia estão segurados por uma apólice de risco operacional e também o seguro de responsabilidade civil que faz parte do programa de seguros

Base

Ativos Risco 31.12.2019 Provável Adverso Remoto

Caixa, equivalentes de caixa e TVMs Redução da SELIC 4.502 194 146 97

Caixa, equivalentes de caixa e TVMs Redução do CDI 124.247 5.355 4.016 2.678

Caixa, equivalentes de caixa e TVMs Pré-fixado 3.078 133 - -

Ativo indenizável Redução do IPCA 2.372.127 102.239 76.679 51.120

Instrumentos financeiros derivados Alta do CDI (300.490) (19.468) (23.972) (28.433)

Instrumentos financeiros derivados Alta do Dólar 285.090 22.598 116.013 193.639

Empréstimos, financiamentos e debêntures Pré-fixado (25.711) (12.289) (12.289) (12.289)

Empréstimos, financiamentos e debêntures Alta do Dólar (293.962) (23.307) (118.724) (198.014)

Empréstimos, financiamentos e debêntures Alta da TJLP (13.769) (495) (570) (644)

Empréstimos, financiamentos e debêntures Alta do CDI (746.427) (37.157) (45.014) (52.797)

Empréstimos, financiamentos e debêntures Alta do IPCA (1.110.957) (69.445) (74.685) (79.901)

Empréstimos, financiamentos e debêntures Alta da Libor (4.634) (264) (1.334) (2.227)

(31.906) (79.734) (126.772)

Cenários projetados - Dez.2021

Contrato Provável CenárioEfeito líquido

no resultadoCenário

Efeito líquido

no resultado

BNP 4131 15.091 74.686 59.595 124.207 109.116

SWAP BNP 4131 PA (15.064) (74.552) (59.488) (123.985) (108.921)

SWAP BNP 4131 PP 12.559 15.449 2.890 18.311 5.752

Scotiabank 4131 7.618 41.923 34.305 70.429 62.811

SWAP Scotiabank 4131 PA (7.534) (41.461) (33.927) (69.654) (62.120)

SWAP Scotiabank 4131 PP 6.909 8.523 1.614 10.122 3.213

Total 19.579 24.568 4.989 29.430 9.851

Cenário + 25% Cenário + 50%


65

corporativos do Grupo Enel Brasil. A Administração da Companhia considera que os montantes são adequados.

36. Eventos subsequentes

Tendo em vista a necessidade de capital de giro para o início de 2020 e se valendo da alta liquidez do mercado para operações em dólar, bem como de seus preços competitivos no segundo semestre de 2019, a Companhia contratou, em 17 de dezembro de 2019, uma operação na modalidade de captação externa (Lei nº 4.131) com o banco Scotiabank no montante de R$ 150.000 para desembolso em 07 de janeiro de 2020. O contrato possui uma taxa fixa de 2,14% a.a. e vencimento para 07 de janeiro de 2021. Para mitigar o risco dessa operação à variação cambial foi contratada simultaneamente uma operação de swap, trocando os valores e taxa pactuados em dólares por valores em reais com um custo de CDI + 0,19% a.a. .

Riscos De AtéImportância

segurada

Limite máximo

de garantia

sinistro

Risco operacional 01/11/2019 31/10/2020 R$ 1.091.261 R$ 4.441.236

Responsabilidade civil 01/11/2019 31/10/2020 N/A R$ 79.642

Data de vigência

Tel.: +55 85 32441221 Av. Des. Moreira, 2120 Fax: + 55 85 34442480 Aldeota – Fortaleza, CE - Brasil www.bdobrazil.com.br 60170-001

1

RELATÓRIO DO AUDITOR INDEPENDENTE SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS Aos Acionistas, Conselheiros e Diretores da Companhia Energética do Ceará - Coelce Fortaleza - CE Opinião sobre as demonstrações contábeis Examinamos as demonstrações contábeis da Companhia Energética do Ceará - Coelce (“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2019 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, incluindo o resumo das principais políticas contábeis. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Energética do Ceará - Coelce em 31 de dezembro de 2019, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB). Base para opinião sobre as demonstrações contábeis Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas responsabilidades, em conformidade com tais normas, estão descritas na seção a seguir, intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações contábeis”. Somos independentes em relação à Companhia, de acordo com os princípios éticos relevantes previstos no Código de Ética Profissional do Contador e nas normas profissionais emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas de acordo com essas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Principais assuntos de auditoria Principais assuntos de auditoria são aqueles que, em nosso julgamento profissional, foram os mais significativos em nossa auditoria do exercício corrente. Esses assuntos foram tratados no contexto de nossa auditoria das demonstrações contábeis como um todo e na formação de nossa opinião sobre essas demonstrações contábeis e, portanto, não expressamos uma opinião separada sobre esses assuntos.

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Reconhecimento de receita (Notas Explicativas nos 2.3 e 28)

A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber das atividades de venda de energia elétrica, sendo reconhecidas mensalmente com base na prestação do serviço. Os riscos observados referem-se: (i) Critério de reconhecimento de receita, em

conformidade com o IFRS 15/CPC 47; (ii) Reconhecimento de receita fora de

período de competência e/ou lançamento por erro ou fraude;

(iii) Lançamento da fatura se dê por valores maiores do que o efetivamente estabelecido na tabela de preço vigente à época;

(iv) Estimativa utilizada para o reconhecimento dos valores de eletricidade fornecidos aos consumidores entre a data da última leitura do medidor e o final do ano (“fornecimento não faturado”).

Resposta da auditoria ao assunto de reconhecimento de receita (Notas Explicativas nos 2.3 e 28)

Nossos procedimentos de auditoria incluíram a avaliação dos controles internos relacionados ao ciclo de faturamento e receitas; a conferência em detalhe dos critérios de reconhecimento de receitas que suportam o registro das faturas ao longo do exercício e confirmamos que estão consistentes de acordo com as práticas contábeis brasileiras e internacionais; efetuamos testes detalhados, com base em amostragem estatística, que compreendeu seleção dos lançamentos contábeis registrados no faturamento, examinando faturas de energia e os respectivos pagamentos; efetuamos teste global de receita de venda de energia elétrica; confrontamos com a tabela vigente aplicável ao ciclo tarifário e para a receita estimada (“fornecimento não faturado”) realizamos procedimentos analíticos utilizando dados reais para nos permitir definir as expectativas quanto ao nível estimado de receita comparando isso com a estimativa da Companhia. Nós também avaliamos os pressupostos da Companhia relativos ao volume e preço utilizado na determinação do nível de receita estimada e a sua adequada divulgação nas notas explicativas às demonstrações contábeis. Baseados nos procedimentos de auditoria sumarizados acima, não foram identificadas distorções materiais no reconhecimento da receita da Companhia. Portanto, consideramos que as políticas de reconhecimento de receitas são apropriadas para suportar os julgamentos, estimativas e informações incluídas nas demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

5

Exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS e da COFINS (Notas Explicativas nos 8 e 17)

A Companhia registrou na rubrica de “Impostos a recuperar” o montante de R$ 1.449.864 mil, oriundos de processos judiciais transitados em julgado em 2019 relacionados com decisão definitiva favorável em Tribunais Superiores que discutiam a exclusão do ICMS da base de cálculo das contribuições do PIS e da COFINS. Adicionalmente por entender que os montantes a serem recebidos como créditos fiscais deverão ser repassados aos consumidores nos termos das normas regulatórias do setor elétrico, a Companhia registrou no passivo na rubrica de “PIS/COFINS a serem restituídos a consumidores” o montante de R$ 1.420.867 mil. Os referidos processos judiciais reconheceram o direito de exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS e da COFINS para os períodos cobertos pelas ações. A auditoria da avaliação da Administração com relação ao montante do crédito é complexa e subjetiva, principalmente devido aos seguintes fatores: (i) o valor do crédito e a base de cálculo não estão explícitos na sentença judicial quanto ao método de cálculo do crédito favorável à Companhia; (ii) o reconhecimento e a estimativa do prazo e do valor da utilização dos créditos tributários envolve a estimativa das receitas futuras da Companhia, entre outras premissas chave. Por essas razões, a avaliação, mensuração e divulgação desse assunto foi considerada como área de foco em nossa auditoria.

Resposta da auditoria ao assunto exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS e da COFINS (Notas Explicativas nos 8 e 17)

Nossos procedimentos de auditoria incluíram, entre outros: (i) a leitura e avaliação das decisões e discussão com a Administração sobre as conclusões obtidas pela Administração da Companhia para o adequado momento do reconhecimento do valor crédito tributário, bem como da obrigação a ser restituída aos consumidores; (ii) testes dos cálculos preparados pela Companhia para mensurar os valores dos impostos a recuperar e a correspondente atualização monetária aplicável para o período objeto do processo judicial; (iii) entendimento e avaliação das premissas relevantes relacionados ao processo de mensuração do ativo adotado pela Administração da Companhia. Baseados nos resultados dos procedimentos de auditoria efetuados, que estão consistentes com a avaliação da Administração, consideramos aceitáveis os critérios e as estimativas da Administração, assim como a respectivas divulgações nas Notas Explicativas nos 8 e 17, no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

6

Avaliação de impairment de ativo imobilizado, intangível e ativos contratuais (Notas Explicativas nos 13, 14 e 15)

A Companhia possui registrado ativo imobilizado, intangível e ativos contratuais o montante de R$ 2.503.447 mil, em 31 de dezembro de 2019 referente a investimentos realizados oriundos do direito de concessão de distribuição de energia elétrica. A Administração avalia, no mínimo anualmente, o risco de impairment desses ativos, baseado no método do valor em uso ou em modelo financeiro de fluxo de caixa descontado, o qual exige que a Administração adote algumas premissas baseadas em informações geradas por seus relatórios internos, no qual envolve julgamento significativo sobre os resultados futuros do negócio, em que qualquer ajuste nas premissas utilizadas pode gerar efeitos significativos na avaliação e impactos nas demonstrações contábeis da Companhia tomadas em conjunto.

Resposta da auditoria ao assunto de avaliação de impairment de ativo imobilizado, intangível e ativos contratuais (Notas Explicativas nos 13, 14 e 15)

Nossos procedimentos de auditoria incluíram a avaliação das previsões de fluxo de caixa futuro da unidade geradora de caixa (CGU) preparadas pela Administração e o processo usado na sua elaboração, inclusive a comparação com os seus planos mais recentes de negócios. Questionamos as principais premissas da Administração para as taxas de crescimento de longo prazo nas previsões, por meio da comparação com previsões econômicas e setoriais, e a taxa de desconto, avaliando o custo de capital para a Companhia. Ao determinarmos a extensão de mudanças nas premissas que seriam necessárias individual ou coletivamente, para resultar em impairment do ativo imobilizado e intangível, consideramos a probabilidade de ocorrência dessas alterações nas principais premissas. Avaliamos também a adequada divulgação nas notas explicativas às demonstrações contábeis.

Nossos trabalhos revelaram que as premissas e a metodologia de avaliação do fluxo de caixa futuro utilizadas estão razoavelmente consistentes com a prática do mercado, assim como em relação ao período anterior e o plano de negócios da Companhia.

Reconhecimento de benefícios pós emprego (Notas Explicativas nos 2.9 e 24)

A Companhia possui benefícios pós-emprego no qual a obrigação é calculada com base na estimativa do valor do benefício futuro que os empregados receberão como retorno pelos serviços prestados. Em virtude da complexidade e subjetividade na estimativa decorrente da avaliação atuarial dos planos de saúde e benefício, conforme requerido pelo CPC 33 – Benefício pós–emprego, a Companhia possui risco quanto a adequada mensuração e contabilização dos passivos decorrente a benefícios pós-emprego.

Resposta da auditoria ao assunto de Reconhecimento de benefícios pós emprego (Notas Explicativas nos 2.9 e 24)

Os nossos procedimentos de auditoria incluíram o envolvimento de especialista atuarial na revisão da estimativa e metodologia utilizada para cálculo dos benefícios e a aplicação de testes detalhados de inspeção, com base em amostragem, das bases que suportam os registros contábeis realizados. Assim como a revisão da adequada divulgação das Notas Explicativas nº 2.9 e 24 às demonstrações contábeis. Baseados no resultado dos procedimentos de auditoria sumarizados acima, consideramos apropriadas os julgamentos, estimativas e divulgações preparadas pela Administração incluídas nas Notas Explicativas n° 2.9 e 24 relacionadas ao reconhecimento e mensuração dos saldos de benefícios pós emprego, no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

7

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado As demonstrações do valor adicionado (DVA) referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2019, elaboradas sob a responsabilidade da administração da Companhia, e apresentadas como informação suplementar para fins de IFRS, foram submetidas a procedimentos de auditoria executados em conjunto com a auditoria das demonstrações contábeis da Companhia. Para a formação de nossa opinião, avaliamos se essas demonstrações estão conciliadas com as demonstrações contábeis e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estão de acordo com os critérios definidos no Pronunciamento Técnico NBC TG 09 - Demonstração do Valor Adicionado. Em nossa opinião, essas demonstrações do valor adicionado foram adequadamente elaboradas, em todos os aspectos relevantes, segundo os critérios definidos nesse Pronunciamento Técnico e são consistentes em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Outras informações que acompanham as demonstrações contábeis e o relatório do auditor A administração da Companhia é responsável por essas outras informações que compreendem o Relatório da administração. Nossa opinião sobre as demonstrações contábeis não abrange o Relatório da administração e não expressamos qualquer forma de conclusão de auditoria sobre esse relatório. Em conexão com a auditoria das demonstrações contábeis, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório da Administração e, ao fazê-lo, considerar se esse relatório está, de forma relevante, inconsistente com as demonstrações contábeis ou com nosso conhecimento obtido na auditoria ou, de outra forma, aparenta estar distorcido de forma relevante. Se, com base no trabalho realizado, concluirmos que há distorção relevante no Relatório da Administração, somos requeridos a comunicar esse fato. Não temos nada a relatar a este respeito. Responsabilidade da Administração e da governança pelas demonstrações contábeis A Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Na elaboração das demonstrações contábeis, a Administração é responsável pela avaliação da capacidade de a Companhia continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações contábeis, a não ser que a Administração pretenda liquidar a Companhia ou cessar suas operações, ou não tenha nenhuma alternativa realista para evitar o encerramento das operações. Os responsáveis pela governança da Companhia são aqueles com responsabilidade pela supervisão do processo de elaboração das demonstrações contábeis.

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Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações contábeis Nossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis, tomadas em conjunto, estão livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoria contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas, não, uma garantia de que a auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantes existentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro de uma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas demonstrações contábeis. Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemos julgamento profissional e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso:

Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem como obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecção de distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar os controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais;

Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentos de auditoria apropriados às circunstâncias, mas não com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia;

Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela Administração;

Concluímos sobre a adequação do uso, pela Administração, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidências de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvida significativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Se concluirmos que existe incerteza relevante, devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações contábeis ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações forem inadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nosso relatório. Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia a não mais se manter em continuidade operacional;

Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações contábeis, inclusive as divulgações e se as demonstrações contábeis representam as correspondentes transações e os eventos de maneira compatível com o objetivo de apresentação adequada.

Comunicamo-nos com os responsáveis pela governança a respeito, entre outros aspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e das constatações significativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas nos controles internos que identificamos durante nossos trabalhos. Fornecemos também aos responsáveis pela governança declaração de que cumprimos com as exigências éticas relevantes, incluindo os requisitos aplicáveis de independência, e comunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos que poderiam afetar, consideravelmente, nossa independência, incluindo, quando aplicável, as respectivas salvaguardas.

9

Dos assuntos que foram objeto de comunicação com os responsáveis pela governança, determinamos aqueles que foram considerados como mais significativos na auditoria das demonstrações contábeis do exercício corrente e que, desta forma, constituem os principais assuntos de auditoria. Descrevemos esses assuntos em nosso relatório de auditoria, a menos que lei ou regulamento tenha proibido divulgação pública do assunto, ou quando, em circunstâncias extremamente raras, determinarmos que o assunto não deve ser comunicado em nosso relatório porque as consequências adversas de tal comunicação podem, dentro de uma perspectiva razoável, superar os benefícios da comunicação para o interesse público.

Fortaleza, 17 de fevereiro de 2020.

BDO RCS Auditores Independentes SS

CRC 2 CE 001465/F-4

Jairo da Rocha Soares

Contador CRC 1SP 120458/O-6 –S- CE

Declaração da Diretoria da Companhia

Após examinadas, discutidas e revisadas as Demonstrações Contábeis da Companhia relativas ao exercício social findo em 31/12/2019, compreendendo o relatório da administração, o balanço patrimonial, as demonstrações de resultado, de mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa, e do valor adicionado, complementadas por notas explicativas, bem como a proposta de destinação do resultado de 2019, a Diretoria da Companhia declara que tais documentos refletem adequadamente a situação da Companhia e de seus negócios e, que, portanto, concordamos com as Demonstrações Contábeis da Companhia.


Charles de Capdeville Diretor Presidente

Teobaldo José Cavalcante Leal

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores; Diretor Administrativo e de Planejamento e Controle

Vago

Diretor de Recursos Humanos e Organização

José Nunes de Almeida Neto Diretor de Relações Institucionais

Janaina Savino Vilella Carro

Diretora de Comunicação

Luiz Antonio Correa Gazulha Junior Diretor de Regulação

Vago

Diretor de Operações de Infra-Estrutura e Redes

Cristine de Magalhães Marcondes Diretora Jurídica

Margot Frota Cohn Pires

Diretora de Compras

Fernando Andrade Diretor de Planejamento e Engenharia

Márcia Sandra Roque Vieira Silva

Diretora de Mercado

Manifestação do Conselho de Administração

Os membros do Conselho de Administração da Companhia Energética do Ceará - Coelce,

aqui representados pelo Presidente do Conselho de Administração abaixo-assinado,

procederam ao exame das Demonstrações Financeiras, referentes ao exercício social

encerrado em 31/12/2019, compreendendo o Relatório da Administração, o Balanço

Patrimonial, as Demonstrações de Resultado, das Mutações do Patrimônio Líquido, do

Fluxo de Caixa, do Valor Adicionado, de Outros Resultados Abrangentes,

complementadas pelas Notas Explicativas, bem como a proposta de destinação de lucro

do exercício, e acompanhadas do relatório da auditoria externa, sem ressalvas, emitido

pela BDO RCS Auditores Independentes S.S., e respectivos esclarecimentos prestados

por seu representante, à este Conselho de Administração, que tendo aprovado os

referidos documentos, propõe sua submissão à Assembleia Geral Ordinária da

Companhia.


Mario Fernando de Melo Santos

Presidente da Mesa e do Conselho de Administração

1

Parecer do Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal da Companhia Energética do Ceará – Coelce, reunido nesta data, no uso de suas atribuições legais, examinou o Relatório da Administração e as Demonstrações Financeiras, complementadas por notas explicativas referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2019 e a proposta da Administração de distribuição do Lucro Líquido do exercício de 2019. Com base nos documentos examinados, nas análises levadas a efeito e nos esclarecimentos apresentados por representantes da Companhia, e tendo em conta a informação, pelo representante da auditoria, sobre o relatório, sem ressalvas, emitido pelos auditores independentes, BDO RCS Auditores Independentes S.S., e respectivos esclarecimentos prestados por seu representante, este Conselho Fiscal, por unanimidade de seus membros, opina favoravelmente aos referidos documentos que estão em condições de serem examinados e votados pela Assembleia Geral Ordinária de Acionistas.


Antônio Cleber Uchoa Cunha Conselheiro Fiscal

Jorge Parente Frota Junior Conselheiro Fiscal

Julio Sergio de Souza Cardozo Conselheiro Fiscal

Isabel Regina Barroso de Alcantara Secretária ad hoc

Declaração dos Diretores sobre o Relatório do Auditor Independente

Após examinadas, discutidas e revisadas as Demonstrações Contábeis da Companhia relativas ao exercício social findo em 31/12/2019, compreendendo o relatório da administração, o balanço patrimonial, as demonstrações de resultado, de mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa, e do valor adicionado, complementadas por notas explicativas, bem como a proposta de destinação do resultado de 2019, a Diretoria da Companhia declara que tais documentos refletem adequadamente a situação da Companhia e de seus negócios e, que, portanto, concordamos com as Demonstrações Contábeis da Companhia. Após examinadas, discutidas e revisadas, declaramos que concordamos com as opiniões expressas no relatório dos auditores independentes relativas ao exercício social da Companhia encerrado em 31/12/2019.


Charles de Capdeville Diretor Presidente

Teobaldo José Cavalcante Leal

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores; Diretor Administrativo e de Planejamento e Controle

Vago

Diretor de Recursos Humanos e Organização

José Nunes de Almeida Neto Diretor de Relações Institucionais

Janaina Savino Vilella Carro

Diretora de Comunicação

Luiz Antonio Correa Gazulha Junior Diretor de Regulação

Vago

Diretor de Operações de Infra-Estrutura e Redes

Cristine de Magalhães Marcondes Diretora Jurídica

Margot Frota Cohn Pires

Diretora de Compras

Fernando Andrade Diretor de Planejamento e Engenharia

Márcia Sandra Roque Vieira Silva

Diretora de Mercado

Demonstrações Contábeis Anuais Completas 2019...Demonstrações Contábeis Anuais Completas 2019...

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